Laporan Lengkap Seismik Refleksi Klp 1

Laporan Seismik Refleksi

SEISMIK REFLEKSI

OLEH : KELOMPOK 1 SRI WAHYUNI

H22115017

HARMITA LESTARI

H22115026

PROGRAM STUDI GEOFISIKA FAKULTAS MATEMATIKA DAN ILMU PENGETAHUAN ALAM UNIVERSITAS HASANUDDIN MAKASSAR 2017

HALAMAN PENGESAHAN LAPORAN LENGKAP PRAKTIKUM METODE SEISMIK REFLEKSI Diajukan untuk memenuhi salah satu persyaratan kelulusan Mata Kuliah Metode Seismik Refleksi pada Program Studi Geofisika Fakultas Matematika dan Ilmu Pengetahuan Alam Universitas Hasanuddin Penyusun, KELOMPOK 1 Mengetahui, Tim Asisten Praktikum Metode Seismik Refleksi, No.

Nama

Tanda Tangan

1.

Aslam

2.

Awal Purnama Putra

3.

Ikawati Basri

Menyetujui, Dosen Mata Kuliah Metode Seismik Refleksi,

Sabrianto Aswad, S.Si, MT . NIP. 197805242005011002

Ir. Bambang Harimei, M.Si. NIP. 196105011990031003

i

KATA PENGANTAR Assalamu’alaikum Warahmatullahi Wabarakatuh Puji dan syukur kehadirat Tuhan Yang Maha Esa karena berkat rahmat dan hidayah-Nyalah sehingga Laporan Lengkap Seismik Refleksi ini dapat disusun sebaik mungkin. Pada kesempatan ini penyusun mengucapkan terima kasih yang sebesar–besarnya kepada Allah SWT dan orang tua serta kepada dosen pengajar mata kuliah ini, dan para asisten, serta semua yang telah membantu penyusun sejak awal praktikum hingga Laporan Praktikum Seismik Refleksi dapat terselesaikan. Tak lupa juga penyusun mengucapkan terima kasih kepada teman-teman praktikan yang telah banyak membantu baik secara langsung maupun tak langsung.

Penyusun menyadari bahwa masih banyak kekurangan di dalam laporan lengkap ini. Penyusun mengharapkan kritik dan saran yang sifatnya membangun dalam perbaikan laporan lengkap ini agar dapat dijadikan atau digunakan sebagai pedoman praktikum berikutnya. Aamiin.

Makassar, 22 Desember 2017

Kelompok 1

ii

DAFTAR ISI

HALAMAN PENGESAHAN .................................................................................. i KATA PENGANTAR ............................................................................................ ii DAFTAR ISI ........................................................................................................ ..iii DAFTAR GAMBAR...............................................................................................v BAB I PENDAHULUAN ....................................................................................... 1 I.1 Latar Belakang ......................................................................................... 1 I.2 Tujuan ...................................................................................................... 2 I.3 Manfaat..................................................................................................... 2 BAB II TINJAUAN PUSTAKA ............................................................................... II.1 Akuisis Data Seismik ............................................................................. 3 II.2 Prinsip Metode Seismik .......................................................................... 9 II.3 Hukum Fisika Gelombang Seismik ..................................................... 10 II.4 Klasifikasi Gelombang Seismik .......................................................... 12 II.5 Pengolahan Data Seismik ..................................................................... 13 II.6 Jenis-Jenis Gangguan Dalam Seismik .................................................. 19 II.7 Acoustic Impedance .............................................................................. 20 II.8 Frequency Filtering ............................................................................... 21 II.9 Anomalous Amplitude noise Attenuation (AAA) ................................ 22 II.10 Seismic Reference Datum (SRD) ....................................................... 22 II.11 True Amplitude Recovery (TAR) ....................................................... 23 II.12 Hockey Stick ....................................................................................... 23 II.13 MO (Dip Move Out) ........................................................................... 24 II.14 Angle Mute ......................................................................................... 25 II.15 Non Zero Apex .................................................................................. 25 II.16 Brute Stack .......................................................................................... 26 II.17 Slant Stack / Transformasi Radon....................................................... 27 II.18 Higher Order Moveout ....................................................................... 27 II. 19 Interpretasi Data Seismik ................................................................... 28

iii

BAB III METODOLOGI PRAKTIKUM ............................................................. 31 III.1 Bagan Alir ........................................................................................... 31 III.2 Waktu dan Lokasi Praktikum ............................................................. 32 III.3 Data dan Perangkat ............................................................................ 32 III.3.1. Data ....................................................................................... 32 III.3.2 Perangkat ................................................................................ 32 III.4 Pengolahan Data ................................................................................. 32 III.4.1 Akuisisi Data Seismik di Tesseral ........................................... 32 III.4.2 Pengolahan Data di Promax.............................................................. 38 III.4.2.1 Input Data ............................................................................. 38 III.4.2.2 Geometry .............................................................................. 39 III.4.2.3 Parameter Selection .............................................................. 49 III.4.2.4 Pre Processing ...................................................................... 62 III.4.2.5 Koreksi Elevasi Statik .......................................................... 63 III.4.2.6 NN First Break Picking ........................................................ 66 III.4.2.7 Koreksi Refraksi Statik ........................................................ 71 III.4.2.8 F-K Filter .............................................................................. 79 III.4.2.9 Velocity Analysis ................................................................. 81 III.4.2.10 NMO & Stack..................................................................... 84 III.4.2.11 Velovity Manipulation ....................................................... 86 III.4.2.12 Migrasi ............................................................................... 88 III.4.2.13 SEG-Y Output .................................................................... 92 BAB IV HASIL DAN PEMBAHASAN .............................................................. 96 IV.1 Akuisisi Data Seismik ......................................................................... 96 IV.2 Geometry .............................................................................................. 97 IV.3 Seleksi Parameter ............................................................................... 99 IV.4 Pre Posesing ..................................................................................... 100 IV.5 NN First Break Picking .................................................................... 101 IV.6 Koreksi Refraksi Statik .................................................................... 102 IV.7 F-K Filter .......................................................................................... 102 IV.8 Velocity Anlysis ............................................................................... 103 iv

IV.9 Migrasi .............................................................................................. 104 BAB V PENUTUP .............................................................................................. 106 V.1 Kesimpulan ......................................................................................... 106 V.2 Saran ................................................................................................... 107 DAFTAR PUSTAKA ......................................................................................... 108

v

DAFTAR GAMBAR

Gambar 2.1 Sketsa survei data seismik ............................................................... 10 Gambar 2.2. Pemantulan dan pembiasan pada bidang batas dua medium untuk gelombang P ....................................................................... 10 Gambar 2.3. Prinsip Huygens ............................................................................. 11 Gambar 2.4 Prinsip Fermat ................................................................................ 12 Gambar 2.5 Alur Pengolahan Data Seismik ...................................................... 13 Gambar 2.6 Rekaman data seismik ..................................................................... 16 Gambar 2.7 Stacking velocity ............................................................................. 16 Gambar 2.8 Koreksi NMO .................................................................................. 17 Gambar 2.9 Proses penjumlahan trace-trace dalam satu CDP (stacking) ........... 17 Gambar 2.10 Penampang seismik ....................................................................... 18 Gambar 2.11 Event, Direct Wave, Surface Wave ............................................... 20 Gambar 2.12 contoh aplikasi AAA di dalam pengolahan data seismik .............. 22 Gambar 2.13 Data seismik dengan Hockey Stick ............................................... 23 Gambar 2.14 Kasus lapisan miring ..................................................................... 24 Gambar 2.15 Angle mute .................................................................................... 25 Gambar 2.16 Non Zero Apex .............................................................................. 25 Gambar 2.17 Brute stack ..................................................................................... 26 Gambar 2.18 Data hasil olahan Higher Order Moveout ..................................... 28 Gambar 2.19 Ilustrasi Pembutan Peta Kontur Struktur Dengan Mengunan Penampang Horisontal ................................................................... 29 Gambar20.Penampang Horisontal Pada 196 ms di Teluk Thailand ................... 29 Gambar 21. Penampang Dual Polarity ................................................................ 30 Gambar 3.1 Bagan Alir ....................................................................................... 31 Gambar 3.2 Tampilan awal Tesseral ................................................................... 32 Gambar 3.3 Menu utnuk input data yang akan diolah ........................................ 32 Gambar 3.4 Model data lapangan ....................................................................... 33 Gambar 3.5 Observation Scheme ........................................................................ 34

vi

Gambar 3.6 Kotak dialog source......................................................................... 34 Gambar 3.7 Kotak dialog Receiver ..................................................................... 35 Gambar 3.8 Menu untuk menyimpan data hasil akuisisi dei Tesseral ................ 36 Gambar 3.9 Kotak dialog Wavelet ...................................................................... 36 Gambar 3.10 Kotak dialog Run modelling ......................................................... 37 Gambar 3.11 Data hasil akuisisi ......................................................................... 37 Gambar 3.12 Penampang dari Data Mentah ....................................................... 39 Gambar 3.13 Jendela Geometry setup ................................................................ 40 Gambar 3.14 Jendela SRF Ordered Parameter ................................................... 40 Gambar 3.15 Jendela Fill a Marked Colomn untuk Station ................................ 41 Gambar 3.16. Jendela Fill a Marked Cp;pmn untuk Kolom X ........................... 41 Gambar 3.17 Jendela Fill a Marked Cp;pmn untuk Kolom Y ............................ 42 Gambar 3.18 Jendela Fill a marked column untuk elevasi ................................. 42 Gambar 3.19 Jendela Fill a marked column untuk mark block .......................... 43 Gambar 3.20 Jendela Fill a marked column untuk source .................................. 43 Gambar 3.21 Jendela Fill a marked column untuk Station ................................. 44 Gambar 3.22 Jendela Fill a Marked Colpmn untuk Kolom X ............................ 44 Gambar 3.23 Jendela Fill a Marked Colpmn untuk Kolom Z............................. 45 Gambar 3.24 Jendela Fill a Marked Colomn untuk 1st Live Channel ................ 45 Gambar 3.25 Recording System Channel..................................................46 Gambar 3.26 Number of Record to Insert – Pattern ........................................... 46 Gambar 3.27 2D Land Binning – Assign Midpoint By ...................................... 47 Gambar 3.28 2D Land Binning – Binning .......................................................... 47 Gambar 3.29 2D Land Binning – Finalize Database .......................................... 48 Gambar 3.30 Penampang Geometry ................................................................... 49 Gambar 3.31 Simple Spectral Analysis .............................................................. 50 Gambar 3.32 Bandpass Filter .............................................................................. 50 Gambar 3.33 Geometry dari frekuensi yang telah ditentukan ............................ 51 Gambar 3.34 Geometry setelah melakukan Bandpass Filter .............................. 52 Gambar 3.35 Killtrace_1 ..................................................................................... 52 Gambar 3.36 Decongate1 .................................................................................... 53 vii

Gambar 3.37 Bandpass Filter .............................................................................. 54 Gambar 3.38 True Amplitude Recovery ............................................................. 54 Gambar 3.39 Geometry berdasarkan TAR yang telah ditentukan ...................... 55 Gambar 3.40 True Amplitude Recovery - 1........................................................ 55 Gambar 3.41 Geometry dengan True Amplitude Recovery 1 ............................ 56 Gambar 3.42 Geometry berdasarkan AGC yang telah ditentukan...................... 57 Gambar 3.43 Automatic Gain Control - 700 ....................................................... 58 Gambar 3.44 Geometry dengan Automatic Gain Control 700 ........................... 59 Gambar 3.45 Select Decongate Paramter File : decongate1 ............................... 60 Gambar 3.46 Geometry berdasarkan Spiking Decon Operator Length yang telah ditentukan ............................................................................................................ 60 Gambar 3.47 Geometry dengan Spiking Decon Operator Length ..................... 61 Gambar 3.48 Tampilan data seismik hasil analisis spektral setelah melakukan bandpass filter (prepocessing) dengan (a) domain waktu, (b) spektrum amplitudo, (c) domain fasa, (d) domain F-X ......................................................................... 63 Gambar 3.49 Jendela Datum Statics Apply ........................................................ 65 Gambar 3.50 Tampilan Geometryuntuk First Break Picking ............................. 66 Gambar 3.51 Jendel First Break NN Training .................................................... 67 Gambar 3.52 First Break Picking ........................................................................ 68 Gambar 3.53 First Break NN Training – weight 1............................................. 68 Gambar 3.54 First Break NN Recall ................................................................... 69 Gambar 3.55 First Break Hasil Picking .............................................................. 70 Gambar 3.56 Edit Picks....................................................................................... 72 Gambar 3.57 Enter NEW First Break Picks File Name : RefrEdit ..................... 72 Gambar 3.58 Reduction Velocity Layer Analysis .............................................. 73 Gambar 3.59 Refractor Velocity ......................................................................... 73 Gambar 3.60 View Static - Receiver Delay Time Solutions .............................. 74 Gambar 3.61 Moveout Velocity Source 1-5 ....................................................... 74 Gambar 3.62 Moveout Velocity Source 5-9 ....................................................... 75 Gambar 3.63 Moveout Velocity Source 9-13 ..................................................... 75 Gambar 3.64 Moveout Velocity Source 13-17 ................................................... 76 viii

Gambar 3.65 Moveout Velocity Source 17-20 ................................................... 76 Gambar 3.66 View Static Solution – Source Delay Time Solutions .................. 77 Gambar 3.67 Hasil Koreksi Refraksi .................................................................. 79 Gambar 3.68 F-K Analysis ................................................................................. 80 Gambar 3.69 Trace Display F-K Filter ............................................................... 81 Gambar 3.70 Velocity Analysis Precompute ...................................................... 82 Gambar 3.71 Volume/viewer editor .................................................................... 83 Gambar 3.72 Velocity Analysis .......................................................................... 84 Gambar 3.73 Trace Display NMO & Stack ........................................................ 86 Gambar 3.74 Velocity Viewer in Time ............................................................... 87 Gambar 3.75 Velocity Viewer in Depth ............................................................. 88 Gambar 3.76 Trace Display Migrasi in Time ..................................................... 90 Gambar 3.77 Fast Explicitd FD Depth Mig ........................................................ 91 Gambar 3.78 Trace Display Migrasi in Depth .................................................... 92 Gambar 3.79 SEG-Y Output – 10NMOstack.segy ............................................. 93 Gambar 3.80 SEG-Y Output – migrasiintime.segy ............................................ 94 Gambar 3.81 SEG-Y Output – migrasiindepth.segy ........................................... 95 Gambar 4.1 Tampilan akusisi data seismik di Tesseral ...................................... 96 Gambar 4.2 Penampang seismik yang diperoleh dari akuisisi data seismik ....... 97 Gambar 4.3 Hasil Penampang Geometry ............................................................ 97 Gambar 4.4Tampilan Seleksi Parameter ............................................................. 99 Gambar 4.5 Tampilan data seismik hasil analisis spektral ................................ 100 Gambar 4.6 Hasil First Break Piciking ............................................................. 101 Gambar 4.7Tampilan hasil Koreksi Refraksi ..................................................... 102 Gambar 4.8 F-K Filter ........................................................................................ 102 Gambar 4.9 Koreksi NMO ................................................................................. 103 Gambar 4.10 Migrasi in Time ............................................................................ 104 Gambar 4.11Migrasi in Depth............................................................................ 105

ix

BAB I PENDAHULUAN I.1 Latar Belakang Seismik merupakan salah satu metode geofisika yang bekerja dengan memanfaatkan laju perambatan gelombang di dalam permukaan bumi dari suatu sumber getaran yang diberikan di atas permukaan bumi. Oleh sebab itu metode seismic tergolong metode geofisika aktif. Metode seismik terbagi menjadi seismik refleksi dan refraksi, dimana seismik refleksi sendiri memanfaatkan prinsip pemantulan gelombang yang diberikan ke dalam permukaan bumi, sedangkan seismik refraksi memanfaatkan prinsip pembiasan gelombang. Metode seismik banyak digunakan pada pencarian prospek hidrokarbon, penentuan struktur bawah permukaan, dalam bidang geoteknik, pertambangan dan lain sebagainya. Dalam pencarian prospek hidrokarbon metode yang paling cocok dan tepat untuk digunakan adalah metode seismik refleksi, karena metode ini dapat menjangkau lapisan dalam bumi bahkan sampai pada bagian matel bumi. Sama seperti metode-metode geofisika yang lainnya, metode seismik ini pun memiliki tiga tahapan utama dalam penerapannya, diantaranya a) proses akuisisi data b) proses pengolahan data c) dan proses interpretasi data. Ketiga tahapan ini masing-masing memegang peranan yang sangat penting guna tercapainya tujuan eksplorasi. Akan tetapi tahapan yang akan dijelaskan pada penulisan laporan ini mengkhususkan pada proses pengolahan data seismik khususnya seismik refleksi yang merupakan tahapan penting, karna pada tahap inilah data dari hasil aquisisi diolah sehingga dihasilkan suatu output data untuk kemudian diinterpretasi. Salah satu software yang digunakan dalam pengolahan data seismik adalah Promax yang dikeluarkan oleh Landmark, sebuah perusahaan yang memproduksi software-software dalam bidang Geofisika dan Geologi. Dalam pengolahan data seismik menggunakan promax ada beberapa tahapan yang harus dilalui untuk menghasilkan suatu penampang yang seismik. Tahapan-tahapan tersebut mulai 1

dari input data, pembuatan geometri, parameter selection, pre processing, koreksi elevasi static, NN first break picking, koreksi refraksi static, fk-filter, velocity analysis, nmo & stack, velocity manipulasi dan migrasi yang akan dibahas dalam laporan ini. Oleh sebab itu dibuatlah laporan praktikum ini untuk menjelaskan tahapantahapan yang harus dilakukan dalam pemrosesan data seismik. I.2 Tujuan Tujuan dari praktikum ini adalah : 1. Mengatuhui proses akuisisi data sesimik refleksi di Tesseral 2. Mengetahui prosesing data seismik refleksi menggunakan software promax 3. Menghasilkan rasio signal to noise (S/N) yang baik I.3 Manfaat Manfaat dari praktikum ini adalah agar dapat menambah pengetahuan dan skill dari mahasiswa khususnya praktikan dalam mengolah data seismik 2D Land menggunakan Promax

dan menghasilkan signal to noise (S/N) yang baik

sehingga struktur bawah permukaan dapat diketahui lebih mendalam.

2

BAB II TINJAUAN PUSTAKA II.1 Akusisi data seismik II.1.1 Parameter Akuisisi Akuisisi data seismik merupakan kegiatan untuk memperoleh data dari lapangan yang disurvey. Akuisisi yang baik sangat penting untuk mendapatkan data yang baik dan benar. Persiapan awal yang harus dilakukan adalah menentukan parameter-parameter lapangan yang cocok dari daerah survey. Penentuan parameter tersebut dilakukan untuk menetapkan parameter awal dalam suatu racangan survey yang dipilih sedemikian rupa sehingga dalam pelaksanaannya akan diperoleh informasi target selengkap mungkin dengan noise serendah mungkin. Di dalam survey kemungkinan pasti adanya masalah yang timbul pada saat pengukuran. Conthnya : (Sismanto,1996) 1. Kedalaman Target 2. Kualitas Refleksi 3. Resolusi Vertikal yang di inginkan 4. Kemiringan Target 5. Ciri-ciri Jebakan 6. Masalah Noise yang khusus 7. Problem Logistik Team 8. Proses Spesial yang di inginkan Dari masalah yang timbul tersebut, cara untuk mengatasinya adalah dengan menentukan parameter-parameter yang diperlukan di lapangan. Parameter pokok yang berpengaruh pada kualitas data yaitu : (Sismanto, 1996). 1. Offset Terjauh (Far Offset) Adalah jarak antara sumber seismik dengan geophone/receiver terjauh. Penentuan offset terjauh didasarkan atas pertimbangan kedalaman target terdalam yang ingin dicapai dengan baik pada perekaman. 3

2. Offset Terdekat (Near Offset) Adalah jarak antara sumber seismik dengan geophone/receiver terdekat. Penentuan offset terdekat didasarkan atas pertimbangan kedalaman target yang terdangkal yang masih dikendaki. 3. Grup Interval Adalah jarak antara satu kelompok geophone terhadap satu kelompok geophone berikutnya. Satu group geophone ini memberikan satu sinyal atau trace yang merupakan stack atau superposisi dari beberapa geophone yang ada dalam kelompok tersebut. Sususnan geophone didalam kelompok ini tertenu untuk meredam noise. 4. Ukuran Sumber Seismik (Charge Size) Ukuran sumber seismik (dynamit, tekanan pada air gun, water gun, dll) merupakan energi yang dilepaskan oleh sumber seismik. sumber yang terlalu kecil jelas tidak mampu mencapai target terdalam, sedangkan ukuran sumber yang terlalu besar dapat merusak event (data) dan sekaligus meningkatkan noise. Oleh karena itu diperlukan ukuran sumber yang optimal melalui test charge. 5. Kedalaman Sumber (Charge Depth) Sumber sebaiknya ditempatkan dibawah lapisan lapuk (weathering zone), sehingga energi sumber dapat dtransfer optimal masuk kedalam system lapisan medium dibawahnya. Untuk mengetahui ketebalan lapisan lapuk dapat diperoleh dari hasil survey seismik refraksi atau uphole survey. 6. Kelipatan Liputan (Fold Coverage) Fold Coverage adalah jumlah atau seringnya suatu titik di subsurface terekam oleh geophone dipermukaan. Semakin besar jumlah fold-nya, kualitas data akan semakin baik. Untuk mengetahui berapa kali titik tersebut akan terekam dapat dilakukan perhitungan sebagai berikut ; Jika diketahui jarak trace (antara trace), jarak shot point SP (titik ledakan dynamit) dan jumlah trace (kanal) maka banyak liputannya adalah : 4

Fold = (jumlah channel / 2) (jarak antar trace / Jarak titik tembak) NSP NSP adalah jumlah penembakan yang bergantung pada geometri penembakan yang dilakukan. Untuk split mspread dan off end maka NSP = 1, sedangkan untuk Double Off End NSP = 2. Besar kecilnya lingkup ganda akan berpengaruh pada : 

mutu hasil rekaman



resolusi vertikal



besarnya filter pada ambient noise dan ground roll yang masih ada



besarnya biaya survei

7. Laju Pencuplikan (Sampling Rate) Penentuan besar kecilnya sampling rate bergantung pada frekuensi maximum sinyal yang dapat direkam pada daerah survey tersebut. Akan tetapi pada kenyataannya, besarnya sampling rate dalam perekaman sangat bergantung pada kemampuan instrumentasi perekamannya itu sendiri, dan biasanya sudah ditentukan oleh pabrik pembuat instrument tersebut. Penentuan sampling rate ini akan memberikan batas frekuensi tertinggi yang terekam akibat adanya aliasing. Frekuensi aliasing ini akan terjadi jika frekuensi yang terekam itu lebih besar dari frekuensi nyquistnya. Besarnya frekuensi nyquist dapat dihitung dengan rumus : Frekuensi Nyquist = Fq = (1/2T) = 0,5 F sampling

(2.1)

Dimana : T : besarnya sampling rate 8. High Cut Dan Low Cut Filter Penentuan filter ini kita lakukan pada instrumen yang kita gunakan. Pemilihan high cut filter dapat kita tentukan atas dasar sampling rate yang kita gunakan. Pemasangan high cut filter ini ditunjukan untuk anti alising filter dan besarnya high cut filter selalu diambil lebih kecil atau sama dengan frekuensi nyquistnya dan selalu lebih besar atau sama dengan frekuensi sinyal tertinggi. Pemilihan besarnya low cut filter ditunujukan untuk merendam noise yang lebih rendah dari frekuensi yang terdapat pada geophone. Hal ini digunakan jika noise 5

tersebut terlalu besar pengaruhnya terhadap sinyal sehingga sulit untuk dihilangkan walaupun dengan melakukan pemilihan array geophone atau mungkin juga sulit dihilangkan dalam prosesing. Pemasangan filter ini dipengaruhi oleh beberapa hal antara lain : Target kedalam, kerena akan mempengaruhi frekuensi yang dihasilkan 1.

resolusi vertical

2.

adanya noise

3.

prosesing.

9. Panjang Perekaman (Record Length) Adalah lamanya merekam gelombang seismik yang ditentukan oleh kedalaman target . Apabila targetnya dalam maka diperlukan lama perekaman yang cukup agar gelombang yang masuk kedalam setelah terpantul kembali dapat merekam dipermukaan minimal 1 detik dari target, namun pada umumnya ± 2 kali kedalaman target (dalam waktu). 10. Rangkaian Geophone Adalah sekumpulan geophone yang disusun sedemikian rupa sehingga noise yang berupa gelombang horizontal (Ground roll, Air blas/air wave) dapat ditekan sekecil mungkin. Kemampuan merekam noise oleh susunan geophone tersebut bergantung pada jarak antar geophone, panjang gelombang noise, dan konfigurasi susunannya 11. Panjang Lintasan Panjang lintasan ditentukan dengan mempertimbangkan luas sebaran/panjang target disub-surface terhadap panjangan lintasan survey di surface. Tentu saja panjang lintasan survey di permukaan akan lebih panjang dari panjang target yang dikehendaki Ujung lintasan survey hanya merekam sejauh ½ panjang kabel bentang.

6

12. Array Geophone Tujuan dari penentuan array geophone ini adalah untuk mendapatkan bentuk penyusunan geophone yang cocok yang berfungsi untuk meredam noise yang sebesar-besarnya, dan sebaliknya untuk mendapatkan sinyal yang sebesarbesarnya. Dengan kata lain untuk meningkatkan signal to ratio yang besar. Dalam penentuan array geophone, maka langkah-langkah yang perlu dilakukan adalah sebagi berikut. Menentukan panjang gelombang ground roll yang dominan dengan cara seperti yang telah dijelaskan diatas. Membuat kurva array geophone, dengan rumus yang digunakan adalah : Untuk wiegted array atau tapered array : dan besarnya atenuasi adalah : G (dB) = -20 log R dimana :

(2.2)

R : respon array geophone G : besarnya atenuasi dalam decibel

13. Arah Lintasan Ditentukan berdasarkan informasi studi pendahuluan mengenai target, survey akan dilakukan pada arah memotong atau membujur atau smebarang terhadap orientasi target pada arah dip atau strike, up dip atau down dip. II.1.2 Geometri Lay Out Dan Stacking Chart Untuk dapat memroses data yang telah tersimpan dalam format demultipleks maka data dari masing-masing trace harus diberi lebel, sehingga memudahkan dalam proses pengelompokan trace. Proses dinamakan trace labeling. Secara definisi trace labeling berarti suatu proses pendefinisian identitas setiap trace yang berhubungan dengan shot pointnya, posisi permukaanm kumpulan CDP dan offsetnya terhadap shot point. Keempat variable tersebut sangant bergantung pada geometri penembakannya, sehingga variable tersebut harus didefinisikan dalam suatu system koordinat referensi sehingga setiap variable dapat digambarkan pada suatu system koordinat. Diagram yang menggambarkan model geometri 7

penembakan/perekaman dalam suatu system koordinat ini disebut stacing chart atau stacking diagram. Setiap trace yang didefinisikan labelnya ini selanjutnya disimpan kedalam tape prosesing dengan format pengamatan tertentu untuk digunkan pada proses selanjutnya. Sebelum labeling dilakukan harus terlebih dahulu diketahui bentangan geometri penembakan , yaitu bagaimana hubungan satu sama lain dari posisi penerima dan shot point. Untuk itu perlu didefinisikan suatu system koordinat relatif dari suatu lintasan (line) seismic. Informasi-informasi yang diperlukan untuk diperoleh dari stacking chart yang dibut pada saat perekaman data. Bentangan dari geometri lay out dapat dipandang dalam 4 aspek yaitu: 1. Berdasarkan konfigurasi bentangan kabel 2. Arah gerak perekaman 3. Posisi relatif penerima terhadap titik tembak 4. Berdasarkan raypath. II.1.3 Konfigurasi Bentangan Kabel Dalam perekaman data seismik ada beberapa macam bentangan diantaranya adalah: 1. Off End Spread Pada jenis ini posisi titik tembak atau shot point (SP) berada pada salah satu ujung (kiri dan kanan) dari bentangan.Pada bentangan ini SP ditempatkan ditengan antara dua bentagan . 2. Split Spread Bila jumlah trace sebelah kiri dan kanan sama, maka disebut Symitrical Split Spread. Bila tidak sama disebut Asymitrical Split Spread. 3. Alternating Spread Pada model ini shot point berada pada kedua ujung bentangan dan penembakan dilakukan secara bergantian untuk setiap perubahan coverage.

8

II.1.4 Arah Gerak Perekaman / Penembakan Ditinjau dari arah gerak perekaman, maka geometri penembakan dapat dibedakan dalam dua jenis gerakan pushing cable (SP seolah-olah mendorong kabel) dan puiling cable (SP seolah-olah menarik kabel). II.1.5 Posisi Receiver Terhadap Titik Tembak Dari hubungan antara posisi relatif receiver terhadap titik tembak dalam suatu bentangan geophone, maka geometri penembakan dapat dibedakan atas dua jenis yaitu: Direct shot dan Reverse shot. II.1.6 Geometri Raypath Berdasarkan raypath (sinar gelombang) geometri penembakan dapat dibagi dalam 4 jenis yaitu: 1. Common Source Point (CSP) Yaitu sinyal direkam oleh setiap trece yang dating dari satu titik tembak yang sama. 2. Common Depth Point (CDP) Yaitu sinyal yang dipantulkan dari satu titik reflector direkam oleh sekelompok receiver yang berbeda. 3. Common Receiver Point (CRP) Yaitu satu trace merekam sinyal-sinyal dari setiap titik tembak yang ada. 4. Common Offset (CO) Yaitu sinyal setiap titik reflector masing-masing derekam oleh satu trace dengan offset yang sama. II.2 Prinsip Metode Seismik 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 9

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.

Gambar 2.1 Sketsa survei data seismik (Lanmark, 1995) II.3 Hukum Fisika Gelombang Seismik II.3.1 Hukum Snellius Suatu gelombang yang datang pada bidang batas dua media yang sifat fisiknya berbeda akan dibiaskan jika sudut datang lebih kecil atau sama dengan sudut kritisnya dan akan dipantulkan jika sudut datang lebih besar dari sudut kritis.

Gambar 2.2. Pemantulan dan pembiasan pada bidang batas dua medium untuk gelombang P 10

0

Sudut kritis adalah sudut datang yang menyebabkan gelombang dibiaskan 90 . Jika suatu berkas gelombang P yang datang mengenai permukaan bidang batas antara dua medium yang berbeda, maka sebagian energi gelombang tersebut akan dipantulkan sebagai gelombang P dan gelombang S, dan sebagian lagi akan dibiaskan sebagai gelombang P dan gelombang S, seperti yang diilustrasikan pada gambar dibawah ini : (Bhatia, 1986) II.3.2 Prinsip Huygens Huygens mengantakan bahwa gelombang menyebar dari sebuah titik sumber gelombang ke segala arah dengan bentuk bola. Prinsip Huygens mengatakan bahwa setiap titik-titik penganggu yang berada didepan muka gelombang utama akan menjadi sumber bagi terbentuknya gelombang baru. Jumlah energi total dari gelombang baru tersebut sama dengan energi utama. Pada eksplorasi seismik titik-titik di atas dapat berupa patahan, rekahan, pembajian, antiklin, dll. Sedangkan gelombang baru tersebut disebut sebagai gelombang difraksi (Sheriff, 1995).

Gambar 2.3. Prinsip Huygens II.3.4 Prinsip Fermat Prinsip Fermat menyatakan bahwa gelombang yang menjalar dari satu titik ke titik yang lain akan memilih lintasan dengan waktu tempuh tercepat. Prinsip Fermat dapat diaplikasikan untuk menentukan lintasan sinar dari satu titik ke titik yang lainnya yaitu lintasan yang waktu tempuhnya bernilai minimum. 11

Dengan diketahuinya lintasan dengan waktu tempuh minimum maka dapat dilakukan penelusuran jejak sinar yang telah merambat di dalam medium. Penelusuran jejak sinar seismik ini akan sangat membantu dalam menentukan posisi reflektor di bawah permukaan. Jejak sinar seismik yang tercepat ini tidaklah selalu berbentuk garis lurus (Abdullah,2007).

Gambar 2.4 Prinsip Fermat II.4. Klasifikasi Gelombang Seismik Gelombang seismik berdasarkan tempat penjalarannya terdiri dari dua tipe yaitu (Ibrahim dan Subardjo, 2005) : 1.Gelombang badan (body wave) yang merupakan gelombang yang menjalar melalui bagian dalam bumi dan biasa disebut free wave karena dapat menjalar ke segala arah di dalam bumi. Gelombang badan terdiri atas gelombang longitudinal (compressional wave) dan gelombang tranversal (shear wave). 2. Gelombang permukaan (surface waves) yang merupakan gelombang elastik yang menjalar sepanjang permukaan. Karena gelombang ini terikat harus menjalar melalui suatu lapisan atau permukaan. Gelombang permukaan terdiri dari gelombang Rayleigh, gelombang Love, dan gelombang Stonely.

12

II.5 Pengolahan Data Seismik Pengolahan data seismik bertujuan untuk mendapatkan gambaran struktur geologi bawah permukaan yang mendekati struktur yang sebenarnya. Hal ini dapat dicapai apabila rasio antara sinyal seismik dengan sinyal gangguan (S/N ratio) cukup tinggi. Karena proses pengolahan data akan mempengaruhi seseorang interpreter dalam melakukan interpretasi, maka diperlukan proses pengolahan data yang baik, tepat dan akurat. Kesalahan sedikit dalam pengolahan akan menyebabkan seorang interpreter menginterpretasikan yang salah juga (Nainggolan, 2009). Urutan Pengolahan data seismic dapat berbeda-beda tergantung dari perangkat lunak yang digunakan. Namun secara garis besar urutan pengerjaan pengolahan data adalah sama. Secara umum tahap pengolahan data seismik adalah sebagai berikut : (Nainggolan, 2009)

Gambar 2.5 Alur Pengolahan Data Seismik

13

Tujuan dari pengolahan data seismik adalah untuk memperoleh gambaran yang mewakili lapisan-lapisan di bawah permukaan bumi. Tujuan utama pemrosesan data seismik menurut VAN DER KRUK (2001) adalah: 1. Untuk meningkatkan signal to noise ratio (S/N). 2. Untuk memperoleh resolusi yang lebih tinggi dengan mengadaptasikan bentuk gelombang sinyal. 3. Mengisolasi sinyal-sinyal yang diinginkan (mengisolasi sinyal refleksi dari multiple dan gelombang-gelombang permukaan) . 4. Untuk memperoleh gambaran yang realistik dengan koreksi geometri. 5. Untuk memperoleh informasi-informasi mengenai bawah permukaan (kecepatan, reflektivitas, dll). Secara garis besar urutan pengolahan data seismik menurut SANNY (2004) adalah sebagai berikut: 1. Field Tape Data seismik direkam ke dalam pita magnetik dengan standar format tertentu. Standarisasi ini dilakukan oleh SEG (Society of Exploration Geophysics). Magnetic tape yang digunakan biasanya adalah tape dengan for-mat: SEG-A, SEG-B, SEG-C, SEG-D, dan SEG-Y. Format data terdiri dari header dan amplitudo. Header berisi informasi mengenai survei, project dan parameter yang digunakan dan informasi mengenai data itu sendiri. 2. Demultiplex Data seismik yang tersimpan dalam for-mat multiplex dalam pita magnetik lapangan sebelum diperoses terlebih dahulu harus diubah susunannya. Data yang tersusun berdasarkan urutan pencuplikan disusun kembali ber-dasarkan receiver atau channel (demultiplex). Proses ini dikenal dengan demul-tiplexing. 3. Gain Recovery Akibat adanya penyerapan energi pada lapisan batuan yang kurang elastis dan efek divergensi sferis maka data amplitudo (energi gelombang) yang direkam mengalami penurunan sesuai dengan jarak yang ditempuh. Untuk menghilangkan 14

efek ini maka perlu dilakukan pemulihan kembali energi yang hilang sedemikian rupa sehingga pada setiap titik seolah-olah datang dengan jumlah energi yang sama. Proses ini dikenal dengan istilah Auto-matic Gain Control (AGC) sehingga nantinya menghasilkan kenampakan data seismik yang lebih mudah diinterpretasi.

4. Editing dan Muting Editing adalah proses untuk meng-hilangkan semua rekaman yang buruk, sedangkan mute adalah proses untuk menghilangkan sebagian rekaman yang diperkirakan sebagai sinyal gangguan seperti ground roll, first break dan lainnya yang dapat mengganggu data. 5. Koreksi statik Koreksi ini dilakukan untuk menghilangkan pengaruh topografi (elevasi shot dan receiver) sehingga shot point dan re-ceiver seolah-oleh ditempatkan pada datum yang sama. 6. Dekonvolusi Dekonvolusi dilakukan untuk meng-hilangkan atau mengurangi pengaruh ground roll, multiple, reverberation, ghost serta memperbaiki bentuk wavelet yang kompleks akibat pengaruh noise. Dekonvolusi merupakan proses invers filter karena konvolusi merupakan suatu filter. Bumi merupakan low pass filter yang baik sehingga sinyal impulsif diubah menjadi wavelet yang panjangnya sampai 100 ms. Wavelet yang terlalu panjang meng-akibatkan turunnya resolusi seismik karena kemampuan untuk membedakan dua event refleksi yang berdekatan menjadi berkurang. 7. Analisis Kecepatan Tujuan dari analisis kecepatan adalah untuk menentukan kecepatan yang sesuai untuk memperoleh stacking yang terbaik. Pada grup trace dari suatu titik pantul,

15

Gambar 2.6 Rekaman data seismik sinyal refleksi yang dihasilkan akan mengikuti bentuk pola hiperbola. Prinsip dasar analisa kecepatan pada proses stacking adalah mencari persamaan hiperbola yang tepat sehingga memberikan stack yang maksimum.

Gambar 2.7 Stacking velocity 9. Koreksi Dinamik/Koreksi NMO Koreksi ini diterapkan untuk mengoreksi efek adanya jarak offset antara shot point dan receiver pada suatu trace yang berasal dari satu CDP (Common Depth Point). Koreksi ini menghilangkan pengaruh offset sehingga seolah-olah gelombang pantul datang dalam arah vertikal (normal incident).

16

Gambar 2.8 Koreksi NMO: (a) belum dikoreksi (b) kecepatan yang sesuai (c) kecepatan yang lebih rendah (d) kecepatan yang lebih tinggi 9. Stacking Stacking adalah proses penjumlahan trace-trace dalam satu gather data yang bertujuan untuk mempertinggi sinyal to noise ratio (S/N). Proses ini biasanya dilakukan berdasarkan CDP yaitu trace-trace yang tergabung pada satu CDP dan telah dikoreksi NMO kemudian dijumlahkan untuk mendapat satu trace yang tajam dan bebas noise inkoheren

. Gambar 2.9 Proses penjumlahan trace-trace dalam satu CDP (stacking)

17

10. Migrasi Migrasi adalah suatu proses untuk memindahkan kedudukan reflektor pada posisi dan waktu pantul yang sebenarnya berdasarkan lintasan gelombang. Hal ini disebabkan karena penampang seismik hasil stack belumlah mencerminkan kedudukan yangsebenarnya, karena rekaman normal incident belum tentu tegak lurus terhadap bidang permukaan, terutama untuk bidang reflektor yang miring. Selain itu, migrasi juga dapat menghilangkan pengaruh difraksi gelombang yang muncul akibat adanya struktur-struktur tertentu (patahan, lipatan). Dalam migrasi juga terdapat istilah RTM (Reverse Time Migration) adalah salah satu metoda migrasi mutakhir yang mampu menangani proses migrasi pada struktur yang kompleks (iluminasi gelombang yang terbatas, dip yang tinggi >85 derajat, gelombang prisma, dll.) - yang sebelumnya tidak bisa ditangani oleh metoda migrasi konvensional (Stolt, Wave Equation Migration -WEM, Kirchhoff, dll.). Kelebihan RTM tersebut karena metoda ini melakukan solusi persamaan gelombang dalam dua arah (forward dan reverse) (Abdullah, 2008) : Penjumlahan dari sample-sample yang dihasilkan sehingga diperoleh cube seismik.

Gambar 2.10 Penampang seismik: (a) sebelum migrasi; (b) setelah migrasi

18

1. Pemodelan ke depan (forward modelling) dari sumber gelombang, jadi seandainya kita memiliki sumber gelombang di permukan bumi, maka hasil modelingnya merupakan downgoing waves. 2. Reverse time modelling dari receiver dengan waktu terbalik (waktu paling akhir terlebih dahulu). 3. Kros Korelasi (Cross Correlation) dari hasil (1) dan (2). II.6 Jenis-Jenis Gangguan (Noise) dalam Seismik Dalam survei seismik, suatu trace seismik yang ideal mestinya hanya berisi signal data yaitu sederetan spike TWT (Two Way Time) yang berkaitan dengan reflektor di dalam bumi. Namun pada kenyataannya dalam trace seismik tersebut juga terdapat noise. Analisis trace diperlukan untuk mengindentifikasi signal dan noise dalam gather (Laboratorium Geofisika, Universitas Hasanuddin, 2014) Signal merupakan data yang kita harapkan dalam trace seismik yang berisi informasi reflektifitas lapisan bumi sedangkan noise dalam trace seismik merupakan sinyal atau gangguan yang tidak diinginkan. Pengamatan yang cermat sangat diperlukan dalam tahap analisis trace, misalnya dengan menduga adanya daerah kemenerusan event refleksi (reflektor) pada trace gather, amplitudo sinyal seismik dan polaritas pada setiap trace. Polaritas pulsa terpantul memiliki koefesien refleksi (R) antara -1 dan +1. Bila R = 0, berarti tidak terjadi pemantulan. Secara garis besar noise dapat dikategorikan menjadi dua, yakni koheren dan inkoheren. Noise koheren memiliki pola keteraturan dari trace ke trace sementara noise inkoheren / acak / random terdiri dari noise-noise yang tidak memiliki pola teratur. Random noise biasanya mempunyai frekuensi yang lebih tinggi dan fasanya tidak sama sedangkan pada noise koheren frekuensi dan fasanya sama dengan sinyal seismik (Laboratorium Geofisika, Universitas Hasanuddin, 2014)

19

Gambar 2.11 Event, Direct Wave, Surface Wave II.7 Acoustic Impedance Bagian energi refleksi dari sinyal akustik terjadi pada batas, biasanya litologi, antara lapisan kontras impedansi akustiknya. Impedansi akustik dari sedimen adalah hasil dari bagian terbesar densitas dan kecepatan gelombang kompresional medium (Evans at al.,. 1995). Refleksi dari sinyal akustik di medium udara-air, air-sedimen, atau sedimen-sedimen menghubungkan hasil dari perubahan di impedansi akustik di batas-batas medium dihitung berdasarkan rumus berikut (Sylwester, 1983):

(2.3) dimana: Z adalah acoustic impedansi dari sedimen v adalah kecepatan gelombang di suatu sedimen ρ adalah densitas suatu sedimen Rasio amplitudo gelombang yang dipantulkan dengan amplitudo gelombang insiden untuk insiden bidang gelombang pada batas antara dua media yang memiliki impedansi akustik yang berbeda adalah koefisien refleksi Rayleigh. Pada kejadian normal Koefisien Refleksi Rayleigh R diberikan dengan (Sylwester, 1983): 20

(2.4)

dimana R adalah koefisien refleksi Rayleigh, Z1 adalah acoustic impedance, di atas medium suatu sedimen, Z2 adalah acoustic impedance, di bawah medium suatu sedimen Sylwester (1983) menyatakan bahwa kekuatan sinyal yang dipantulkan tergantung pada kontras impedansi akustik (R) di seluruh permukaan bidang pantul. Dimana kontras antara bahan yang berdekatan besar, seperti pada antarmuka air-udara, sebagian besar energi insiden akan terpantulkan. Kontras antarmuka pada sedimen-sedimen bervariasi dan biasanya berhubungan dengan perubahan litologi. Profil seismik refleksi menyediakan gambar impedansi akustik variasi bawah permukaan relative yang menunjukkan distribusi interface antara lapisan dengan sifat akustik yang berbeda. Akustik impedansi adalah produk dari kerapatan batuan dan kecepatan gelombang kompresional (P-wave) (Huuse and Feary, 2005). II.8 Frequency Filtering Menurut Yilmaz (1987) men-jelaskan Frekuensi filtering dapat berupa band-pass, band-reject, high-pass (low cut), atau low-pass (hight-cut) filter. Semua filter ini didasarkan pada prinsip konstruksi yang sama dari sebuah wavelet phase nol dengan spektrum amplitudo yang memenuhi salah satu dari empat spesifikasi. Band-pass filter merupakan yang paling sering digunakan, karena biasanya digunakan untuk menghilangkan beberapa jejak noise frekuensi rendah, seperti ground roll, dan beberapa ambient noise frekuensi tinggi. Energi seismik refleksi dengan sumber suara sparker biasanya terbatas pada bandwidth sekitar 10-70 Hz, dengan frekuensi dominan sekitar 30 Hz. Band-pass filter dilakukan pada berbagai tahap dalam pengolahan data. Jika diperlukan, dapat dilakukan sebelum dekonvolusi untuk menekan energi sisa ground-roll dan ambien noise frekuensi tinggi yang tidak akan mencemari autokorelasi sinyal. Band pass filter adalah 21

filter yang hanya melewatkan sinyal-sinyal yang frekuensinya tercantum dalam pita frekuensi atau pass band tertentu. Frekuensi dari sinyal yang berada dibawah pita frekuensi maupun diatas, tidak dapat dilewatkan atau diredam oleh rangkaian band pass filter (Yilmaz, 1987). II.9 Anomalous Amplitude noise Attenuation (AAA) Adalah teknologi pengolahan data seismik yang merupakan multi step flow (tahapan prosesing bertingkat). AAA ditujukan untuk mengidentifikasi anomali amplitudo seismik (dalam hal ini amplitudo noise) seperti spike noise, swell noise, trace yang bernoise, dll. AAA merupakan filter yang diterapkan pada data didalam domain frekuensi baik dalam CDP, shot maupun offset gather (Abdullah, 2008).

Gambar 2.12 contoh aplikasi AAA di dalam pengolahan data seismik Gambar di atas adalah contoh aplikasi AAA didalam pengolahan data seismik. (A) adalah CDP gather sebelum, (B) adalah setelah proses AAA dan (C) adalah perbedaan antara A dan B. Perhatikan noise di dalam lingkaran hitam yang dapat dihilangkan dengan baik setelah proses AAA. Teknologi AAA merupakan salah satu portofolio pengolahan data seismik yang dimiliki oleh Western Geco (Abdullah, 2008). II. 10 Seismic Reference Datum (SRD) Adalah level maya yang menunjukkan rekaman seismik berada pada waktu tempuh nol. Pada data seismik laut, SRD biasanya didefinisikan dengan muka air 22

lautnya itu sendiri (Mean Sea Level). Pada data seismik darat, SRD adalah level acuan semu pada koreksi statik sehingga trace-trace seismik mencerminkan kontinuitas reflector(Abdullah,2008). II.11 True Amplitude Recovery (TAR) True Amplitude Recovery atau Real Amplitude Recovery adalah upaya untuk memperoleh amplitudo gelombang seismik yang seharusnya dimiliki. Saat perekaman, variasi amplitudo terjadi akibat geometrical spreading, atenuasi, variasi jarak sumber penerima dan noise.

Variasi amplitudo diatas terbagi

menjadi empat kategori (Abdullah, 2008) : 1. Variasi amplitude secara vertikal atau travel-time dependent. Variasi ini terjadi akibat geometrical spreading dan atenuasi. 2. Variasi lateral yang terjadi akibat: geologi bawah permukaan, efek coupling sumber dan penerima, serta perbedaan jarak sumber-penerima. 3. Variasi amplitude yang muncul karena noise 4. Bad shots atau perekam yang mati/rusak. II.12 Hockey Stick Adalah istilah yang populer digunakan dalam industri pengolahan data seismik untuk menjelaskan fenomena sebuah event seismik yang melengkung menyerupai bentuk stick hockey. Event seismik tersebut berada dalam gerbang CDP setelah proses NMO (Abdullah, 2008).

Gambar 2.13 Data seismik dengan Hockey Stick

23

Dalam proses NMO, bentuk event yang dikehendaki adalah sedatar mungkin (flat), akan tetapi karena efek anisotropi dan karakter jejak gelombang, bentuk hockey stick adalah bentuk yang lazim diperoleh. Dengan memahami bentuk hockey stick dalam gerbang CDP, kita dapat mendesain mute yang optimal sehingga diperoleh final stack yang bagus. Desain mute yang optimal terletak pada titik lengkung hockey stick tersebut. Jika desain mute terlalu ke arah far offset, maka gelombang frekuensi rendah akibat stretching akan muncul di dalam stack. Jika desain mute terlalu kearah near offset maka kita akan kehilangan data (Abdullah, 2008).

Gambar 2.14 Kasus lapisan miring II.13 MO (Dip Move Out) Pada kasus lapisan miring, titik tengah M tidak lagi merupakan proyeksi vertikal dari titik hantam D, sehingga pada kasus lapisan miring, CDP gather tidak ekuivalen dengan CMP gather (Abdullah, 2008).

(2.5) (2.6)

24

II.14 Angle Mute Istilah angle mute digunakan untuk menjelaskan teknik pemotongan pada CDP gather sebelum memproduksi angle stack. Angle mute terdiri atas inner mute (batas kiri) dan outer mute (batas kanan). Berikut ilustrasinya (Abdullah, 2008).

Gambar 2.15 Angle mute Gambar diatas menunjukkan angle mute sebelum memproduksi near angle stack dan far angle stack. Untuk near angle stack batas kiri berwarna merah dan batas kanan berwarna kuning. Sedangkan untuk far angle stack batas kiri berwarna kuning dan batas kanan berwarna pink. Batas merah dipakai untuk mereduksi efek multiple pada near offset, sedangkan warna pink dipakai untuk mereduksi efek ‘stretching’ akibat koreksi NMO (Abdullah,2008).

Gambar 2.16 Non Zero Apex

25

II.15 Non Zero Apex Adalah fenomena pada CDP (Common Depth Point) gather dengan puncak parabola (apex) tidak pada posisi offset sama dengan nol (non zero). Non zero apex dapat terjadi pada akuisisi seismik 2D dimana jejak sinar seismik (ray path) tidak lurus atau tidak ‘menghantam’ depth point akan tetapi malah menghantam litologi di sampingnya. Adanya penyimpangan ray path tersebut diakibatkan oleh prinsip Fermat (Abdullah, 2007). Non zero apex dapat terjadi pada akuisisi seismik 2D dimana jejak sinar seismik (ray path) tidak lurus atau tidak ‘menghantam’ depth point akan tetapi malah menghantam litologi di sampingnya. Adanya penyimpangan ray path tersebut diakibatkan oleh prinsip Fermat (Abdullah, 2007). II.16 Brute Stack Adalah penampang seismik yang diperoleh dari stacking CMP (Common Mid Point) sebelum NMO (Normal Move Out) akhir maupun koreksi statik diterapkan. Tujuan ditampilkannya brute stack adalah untuk quick look sejauh mana kualiatas data seismik yang baru diperoleh dari sebuah akuisisi, atau sekedar mendapatkan gambaran awal kondisi bawah permukaan. Dibawah ini adalah contoh penampang brute stack. Data adalah courtesy PGS (Abdullah, 2007).

Gambar 2.17 Brute stack

26

II.17 Slant Stack / Transformasi Radon Slant Stack atau Transformasi Radon adalah teknik penjumlahan tras-tras seismik pada sudut tertentu yang ditujukan untuk memperjelas kehadiran reflector miring dan ditujukan juga untuk meningkatkan rasio signal terhadap noise (SNR-Signal to Noise-ratio). Terdapat dua tahap didalam melakukan Slant Stack. Pertama, koreksi LMO (Linear Move Out). LMO adalah proses proyeksi tras-tras pada gerbang CDP (Common Deep Point) atau CMP (Common Mid Point) dengan sudut tertentu. Sudut yang dimaksud berkorelasi dengan parameter sinar (p) dan offset (x). Dengan LMO, kita memperoleh reflektor dengan waktu : (2.5) Tahap kedua, setelah LMO dilakukan, tras-tras tersebut dijumlahkan (stack) sehingga diperoleh Slant Stack (Abdullah, 2007). II.18 Higher Order Moveout Perhatikan persamaan di bawah ini: (2.6) (2.7)

Persamaan (2.4) adalah persamaan NMO konvensional sedangkan persamaan (2.5) adalah persamaan NMO order 4 (fouth order) dengan alpha sebuah koefisien. Koefisien tersebut mewakili sifat anisotropi batuan dan variasi kecepatan seismik vertikal.Yang dimaksud dengan Higher Order Moveout adalah analisis NMO (Normal Moveout) dengan menggunakan persamaan NMO order yang lebih tinggi. Proses NMO konvensional dengan menggunakan persamaan NMO order dua dapat berkerja dengan baik pada model bumi homogen isotropis. Sedangkan pada model bumi yang kompleks persamaan NMO order yang lebih tinggi sangat diperlukan. Selain untuk memenuhi kondisi ‘kompleksitas’ bumi, persamaan NMO order yang lebih tinggi diperlukan juga untuk mengkoreksi tras-tras seismik pada offset 27

yang cukup jauh ( seperti offset 6 sampai 10 km). Sebagaimana yang kita pahami, koreksi NMO akan memiliki error yang lebih besar pada offset yang jauh. Gambar di bawah ini menunjukkan perbedaan gather seismik dengan koreksi NMO order dua dan gather yang dikoreksi NMO order dua terlebih dahulu (kiri) kemudian di-fine tune dengan order 4 (kanan) untuk data sintetik dan

real

(Abdullah, 2007).

Gambar 2.18 Data hasil olahan Higher Order Moveout II. 19 Interpretasi Data Seismik II.19.1 Interpretasi Struktur Geologi Interpretasi, menurut Sheriff (1995), mengandung pengertian determinasi atau penerjemahan makna geologi yang diturunkan dari data seismik. Interpreter Sismik 3D bekerja dengan sebuah data volume. Normalnya itu selesai dengan mempelajari beberapa diantaranya dari three orthogonal slice yang melewati suatu volume. Interpreter struktur membutuhkan kemampuan memutuskan kapan

28

mengunakan penampang horizontal dan kapan mengunakan irisan vertikal dalam perjalanan sebuah kegiatan interpretasi menyeluruh (Brown, 2004).

Gambar 19. Ilustrasi Pembutan Peta Kontur Struktur Dengan Mengunan Penampang Horisontal II.19.2 Interpretasi Stratigrafi Pada saat penampang vertikal seismik memotong sebuah obyek stratigrafi biasanya akan ditemukan suatu anomali kecil dari karakter atau amplitud. Sebaliknya, penampang horisontal mengambarkan penyebaran spasial dari anomali tersebut sehingga bentuk karakteristiknya bisa dikaitkan dengan lebih mudah pada obyek geologi terkait (Brown, 2004).

Gambar 20. Penampang Horisontal Pada 196 ms di Teluk Thailand Menunjukkan Meandering Stream Channels 29

II.19.3 Identifikasi Kehadiran Hidrokarbon Dari Data Seismik Tanda-tanda adanya suatu minyak dan gas bumi di dalam bumi dari penampang seismik yaitu diantanaya adanya anomali amplitudo yang disebabkan oleh perubahan impedansi akustik, adanya flat spot, dim spot dan bright spot yang ditumbuhkan oleh adanya kontak langsung antara gas/minyak, gas/air maupun minyak/air dalam batuan yang berpori, dan adanya daerah dengan data yang jelek yang kadang disebabkan oleh adanya minyak maupun gas bumi didaerah tersebut (Brown, 2004).

Gambar 21. Penampang Dual Polarity Yang Menunjukkan Bright Spot pada 1.62 dan 1.72 S Serta Flat Spot pada 1.72 S.

30

BAB III METODOLOGI PRAKTIKUM

III.1 Bagan Alir

Load Model 3. Small Inclussion Akuisisi Data Seismik di Software Tesseral

Acquisition Geometry

Run Modelling

SEG-Y

Input Data

Geometry Assignment

Parameter Selection

Preprocessing Trace Kill Koreksi Elevasi Statik Interactive Analysis Spectral NN First Break Picking Bandpass Filter Koreksi Refraksi

Pengolahan Data Seismik di Software ProMAX

True Amplitude Recovery

FK Filter

Amplitude Gain Control

Velocity Analisis

Deconvolusi

Koreksi NMO&Stack

Velocity Manipulation

Migrasi Finite Difference

Gambar 3.1 Bagan Alir 31

III.2 Waktu dan Lokasi Praktikum Praktikum ini dilakukan di Labrotarium Geofisika, Universitas Hasanuddin, Makassar, Sulawesi Selatan selama 17 November – 24 Desember 2017. III.3 Data dan Perangkat yang Digunakan III.3.1 Data Adapun data yang digunakan pada praktikum ini adalah data pemodelan hasil akuisisi di Tesseral III.3.2 Perangkat Adapun perangkat yang digunakan dalam pengolahan data berupa computer yang berisi peragkat lunak pengolahan data seismik III.4 Pengolahan Data III.4.1 Akuisisi Data Seismik di Tesseral 1. Buka aplikasi Tesseral, kemudian pilih “Load Model”

Gambar 3.2 Tampilan awal Tesseral 2. Input data yang akan dibuat model geologinya. Disini data yang kami

32

gunakan adalah data Starting Model dari Terseral.

Gambar 3.3 Menu utnuk input data yang akan diolah 3. Berikut tampilan penampang geologi sebelum dilakukan akuisisi

Gambar 3.4 Model data lapangan

33

4. Lakukan akuisisi dengan memilih Model => Akuisisi Geometry => yes => next .

Gambar 3.5 Observation Scheme 5. Selanjutnya akan muncul kotak dialog Source sebagai berikut. Masukkan nilai dari setiap parameter yang diinginkan.

Gambar 3.6 Kotak dialog source 6. Klik next, maka selanjutnya akan muncul kontak dialog receiver. Isi kotak dialog tersebut sesuai dengan parameter yang diinginkan.

34

Gambar 3.7 Kotak dialog Receiver Adapun parameter-parameter yang digunakan:  Panjang lintasan: 800 meter  Near Offset: 19.5 meter  Jumlah Source: 20  Spasi penembakan: 30 meter  Jumlah Receiverar: 60  Spasi antar receiver: 13 meter  V1: 2750 m/s  V2: 3000 m/s  V3: 2550 m/s

35

7. Klik next, selanjutnya simpan data yang akan diakuisisi pada folder yang diinginkan.

Gambar 3.8 Menu untuk menyimpan data hasil akuisisi dei Tesseral 8. Klik Ok, maka akan muncul tampilan sbb;

Gambar 3.9 Kotak dialog Wavelet Disini kami menggunakan Wavelet Ricker dengan frekuensi 100 Hz. Jenis frekuensi yang dipilih akan mempengaruhi kualitas data hasil akuisisi nantinya. 9. Klik Next, maka akan muncul kotak dialog Run Model. 36

Gambar 3.10 Kotak dialog Run modelling 10. Setelah dilakukan Run model maka diperolehlah data hasil akuisisi sbb:

Gambar 3.11 Data hasil akuisisi Output dari proses ini adalah data seismik seg.y yang akan digunakan sebagai data lapangan pada tahap prosesing data seisimik.

37

III.4.2 Pengolahan Data di Promax 1.

Membuka software Promax 2D dengan MB3 pada layar komputer → klik Open Terimal kemudian ketik ./lmgrd → enter → ketik ./promax

2.

Klik jendela AREA → Add : KLP 1 (MITA&UNI)_2015 → enter

3.

Kemudian MB1 KLP 1 (MITA&UNI)_2015 → Line → Add → mita&uni → enter

III.4.2.1 Input Data 1.

MB1 mita&uni → Flow → 1. Input Data → Editing flow → Add : SEG-Y Input, Disk Data Output, Add Flow Comment, Disk Data Input, Trace Display.

2.

Lalu MB3 (aktif) pada SEG-Y Input, Disk Data Output, Add Flow Comment, MB3 (nonaktif) Disk Data Input, Trace Display MB2 SEG-Y Input → pada “Type of strogae to use” ganti Tape menjadi Disk MB2 Disk Data Output → output dataset filename : rawdata → execute

3.

Kemudian MB3 (nonaktif) pada SEG-Y Input, Disk Data Output, Add Flow Comment, MB3 (aktif) pada Disk Data Input, Trace Display MB2 Disk Data Input → selct dataset : rawdata → execute maka akan tampil gambar penampang dari data mentah seperti pada gambar di bawah ini :

38

Gambar 3.12 Penampang dari data mentah III.4.2 2 Geometry 1.

Flow → 2. Geometry → Editing flow add : 2D Land Geometry Spreadsheet, Disk Data Input, Inline Geom Header Load, Disk Data Output, Add Flow Comment, Disk Data Input, Trace Display.

2.

Kemudian MB3 (aktif) pada 2D Land Geometry Spreadsheet, MB3 (nonaktif) pada Disk Data Input, Inline Geom Header Load, Disk Data Output, Add Flow Comment, Disk Data Input, Trace Display → execute.

3.

Muncul jendela promax 2D Land Geometry Assignment 5000 a. Pilih Setup maka akan muncul jendela Geometry Setup, lalu isi kotakotak dengan angka yang telah ditetapkan seperti pada gambar di bawah ini 39

Gambar 3.13 Jendela Geometry Setup b. Pilih Receiver maka akan mucul jendela SRF Ordered Parameter File  MB1 pada kolom Station kemudian MB3 pada kolom Mark Block baris paling akhri  Edit → insert → Number of record to insert : 46 karena baris yang dibutuhkan 60 dan default barisnya 14 → Klik Ok

Gambar 3.14 Jendela SRF Ordered Parameter – Insertion Options 40



MB1 pada kolom Station kemudian Mb3 pada kolom Mark Block baris paling akhir untuk memblok lalu MB2 pada kolom Station, maka akan muncul jendela Fill a markes column → isi kotak Starting Value : 1, Increment : 1 → Klik OK

Gambar 3.15 Jendela Fill a marked column untuk station 

Blok kolom X seperti pada langkah sebelumnya, lalu MB2 pada kolom X → isi kotak

Starting

Value

:

0,

Increment

:

1

→

Klik

OK

Gambar 3.16 Jendela Fill a marked column untuk X 41



MB2 pada kolom Y → Starting Value : 0, Increment : 0 → Klik Ok

Gambar 3.17 Jendela Fill a marked column untuk Y 

MB2 pada kolom elevasi → Starting Value : -100, Increment : 0, → Klik OK

Gambar 3.18 Jendela Fill a marked column untuk elevasi 

MB1 pada kolom Source kemudian MB3 pada kolom nomor 1 42



Edit → Insert → Number of records to insert : 6 karena baris yang dibutuhkan 20 dan default barisnya 14 → OK

Gambar 3.19 Jendela Fill a marked column untuk mark block 

MB1 pada kolom Station kemudian MB3 pada kolom nomor 1 untuk memblok lalu MB2 pada kolom Source → Starting Value : 1, Increment : 1 → OK

Gambar 3.20 Jendela Fill a marked column untuk source

43



MB2 pada kolom Station → Starting Value : 19.5 , Increment : 30 → OK

Gambar 3.21 Jendela Fill a marked column untuk station 

MB2 pada kolom X, starting value : 19.5 (karena 19.5 adalah koordinat dimana shooting pertama dilakukan), Increment : 30 (karena 30 merupakan jarak antar tiap shot).

Gambar 3.22 Jendela Fill a marked column untuk X 

MB2 pada kolom Y, Starting Value : 0, Increment : 0



MB2 pada kolom Z, Staring Value : -100, Increment : 0 44

Gambar 3.23 Jendela Fill a marked column untuk Z 

MB2 pada kolom FFID, Starting Value : 1, Increment : 1



MB2 pada kolom Skid, Starting Value : 0.5, Increment : 0



MB2 pada Pattern, Starting Value : 1, Increment : 1



MB2 pada Num Chn, Starting Value : 60, Increment : 0



MB2 pada 1st Live Station, Staring Value : 1, Increment : 0



MB2 pada 1st Live Channel, isikan dengan channel ke berapa yang pertama aktif dengan melihat data di Tesseral

Gambar 3.24 Jendela Fill a marked column untuk 1st Live Channel 45



MB2 pada Gap Chan, Starting Value : 0, Increment : 0



MB1 pada kolom Pattern, maka akan muncul kotak dialog Recording System Channel, pada maximum number of data channels/record : 60 →OK

Gambar 25. Recording System Channel 

MB1 pada kolom Pattern kemudian MB3 pada kolom nomor 1



Edit → Insert → Number of records to insert : 6 karena baris yang dibutuhkan 20 dan default barisnya 14 → OK

Gambar 3.26 Number of Record to Insert – Pattern 46



Untuk membuat Pattern, isi baris 1 dengan Pattern :1, Min Chn : 1, Max/Gap Chn: 60, Chn Inc : 1, Rcv Min Chn : 1, Rcv Max Chn : 60, Rcv Inc : 1



File → Save, File →Exit



Klin Bin, maka akan muncul jendela 2D Land Binning



Pilih Assign Mid Point → Ok → Proceed → Ok

Gambar 3.27 2D Land Binning – Assign Midpoint By 

Pilih Binning, Method : Add Source and Receiver Stations, user defined oFB Parameters → Ok → Proceed → Ok

Gambar 3.28 2D Land Binning – Binning 47



Pilih Finalize database → Ok → Proceed → Ok

Gambar 3.29 2D Land Binning – Finalize Database 

Pilih Trace QC maka akan muncul jendela TRC Ordered parameter File. File → Save, File → Exit.

4. MB3 (nonaktif) pada 2D land Geometry Spreadsheet, MB3 (aktif) pada Disk Data Input, Inline Geom Header Load, Disk Data Output, Add Flow Comment. MB3 (nonaktif) pada Disk Data Input, Trace Display 

MB2 Disk Data Input → Select Dataset ganti dengan rawdata



Mb2 Disk Data Output → Output Dataset Filename diganti geometry, → Execute

5. MB3 (nonaktif) pada 2D land Geometry Spreadsheet, Disk Data Input, Inline Geom Header Load, Disk Data Output. MB3 (aktif) pada Disk Data Input, Trace Display. 

MB2 Disk Data Input → Seelect dataset ganti dengan geometry



Execute, maka akan muncul gambar geometry dari data tersebut :

48

Gambar 3.30 Penampang Geometry III.4.2.3 Parameter Selection 1.

Add Flow → 3. Parameter Selection → Editing Flow Add → Disk Data Input, Interactive Spectral Analysis, Parameter Test, Bandpass Filter, Trace Display, Add Flow Comment 

MB3 (nonaktif) pada Parameter Test, Bandpass Filter, Trace Display, Add Flow Comment



MB2 Disk Data Input → Select dataset : Geometry



MB2 Interactive Spectral Analysis → Pre-FFT Time Window Taper type : Hanning



Execute

49

Gambar 3.31 Simple Spectral Analysis 

Catat frekuensi tiap source yang berwarna merah (batas atas dan batas bawah ) 30 – 80.



File → Exit/Continue Flow



MB2 Bandpass Filter → Type of Filter Specification : Ormbsy bandpass, Ormbsy filter frequency values : 99999

Gambar 3.32 Bandpass Filter 50



MB2 Parameter test → Enter Parameter values (frekuensi yang dibatasi pada Simple Spectral Analysis) 30-45-60-80 / 30-50-60-80/30-40-60-80



MB2 Trace Display → Number of ensemble (line segments)/screen : 2, Number of display panels : 2.



Execute

Gambar 3.33 Geometry berdasarkan frekuensi yang telah ditentukan 

Pilih

trace

display

yang

bagus

reflector

primernya

dengan

membandingkannya dengan control copy. 

MB2 Bandpass Filter → Type of filter spesification : Ormbsy bandpass, Ormbsy filter frequency values : 30-45-60-80



MB2 Trace Display → Number of ensemble (line segments)/screen : 1, Number of display panels : 1. 51



Execute

Gambar 3.34 Tampilan Geometry setelah melakukan Bandpass Filter 

Picking → Kill Traces → Enter a new list name : killtrace_1 → OK → CHAN → OK

Gambar 3.35 killtrace_1 52



MB1 pada spike untuk ‘meng-kill’ trace → next ensemble → lakukan hal yang sama pada shot selanjutnya



File → save picks → File → Exit/continue flow



Execute



Picking → Pick Misscellaneous Time Gates → Enter a new list name → decongate1→ Ok → AOFFSET → Ok

Gambar 3.36 decongate1 

Klik pada trac bagian atas mulai Chan-1 sampai akhir (garis berwarna merah) → MB3 New layer akan membuat garis berwarna biru



Klik pada trace bagian bawah mulai Chan-1 sampai akhir (garis berwarna merah)



File → Save Picks → File → Exit/Continue Flow



MB3 (nonaktif) Disk Data Input, Interactive Spectral Analysis, Parameter Test, Bandpass Filter, Trace Display. MB3 (aktif) Add Flow Comment

2.

Add : Disk Data Input, Bandpass Filter, Parameter Test, True Amplitude Recovery, Trace Display, Add Flow Comment. 

MB2 Disk Data Input → Select dataset : geometry 53



MB2 Bandpass Filter → Type of filter spesification : Ormbsy bandpass, Ormbsy filter frequency values : 30-45-60-80

Gambar 3.37 Bandpass Filter  MB2 Parameter Test → Enter parameter values : -1/0/1  MB2 True Amplitude Recovery → dB/sec correction constant :99999

Gambar 3.38 True Amplitude Recovery 

MB2 Trace Display → Number of ensemble (line segments)/screen : 2, Number of display panels : 2. 54

Gambar 3.39 Geometry berdasarkan TAR yang telah ditentukan 

Pilih trace display dengan nilai TAR yang paling bagus dengan membandingkannya dengan control copy. Di sini kami memilih TAR : 1 File → Exit/Continue Flow



MB3 (nonaktif) Parameter Test. MB2 True Amplitude Recovery → dB/sec correction constant : 1 (ini karena penulis menganggap nilai TAR yang paling bagus atau paling mendekati control copy untuk geometri yang digunakan adalah 1)

55

Gambar 3.40 True Amplitude Recovery - 1 

MB2 Trace Display → Number of ensemble (line segments)/screen : 1, Number of display panels : 1.



Execute

Gambar 3.41 Geometry dengan True Amplitude Recovery 1 

File → Exit / Continue Flow



MB3 (nonaktif) Disk Data Input, Bandpass Filter, Parameter Test, True Amplitude Recovery, Trace Display, MB3 (aktif) Add Flow Comment

3.

Add : Disk Data Input, Bandpass Filter, True Amplitude Recovery, Parameter Test, Automatic Gain Control, Trace Display, Add Flow Comment. 

MB2 Disk Data Input → Select dataset : geometry

56



MB2 Bandpass Filter → Type of filter spesification : Ormbsy bandpass, Ormbsy filter frequency values : 30-45-60-80



MB2 True Amplitude Recovery → dB/sec correction constant : 1



MB2 Parameter Test → Enter Parameter Values : 500/700/900



MB2 Automatic Gain Control → AGC Operator Length : 99999



MB2 Trace Display → Number of ensemble (line segments)/screen : 2, Number of display panels : 2.



Execute

Gambar 3.42 Geometry berdasarkan AGC yang telah ditentukan 

Pilih trace display dengan nilai AGC

yang paling bagus dengan

membandingkannya dengan control copy. Di sini kami memilih AGC :

57

700 (ini karena penulis menganggap nilai AGC yang paling bagus atau paling mendekati control copy untuk geometri yang digunakan adalah 700) 

File → Exit/Continue Flow



MB3 (nonaktif) Paremeter Test



MB2 Automatic Gain Control → AGC Operator Length : 700

Gambar 3.43 Automatic Gain Control - 700 

MB2 Trace Display → Number of ensemble (line segments)/screen : 1, Number of display panels : 1.



Execute

58

Gambar 3.44 Geometry dengan Automatic Gain Control 700 

File → Exit/Continue Flow



MB3 (nonaktif)

Disk Data Input, Bandpass Filter,, True Amplitude

Recovery, Parameter Test, Automatic Gain Control, Trace Display, MB3 (aktif) Add Flow Comment. 4.

Add : Disk Data Input, Bandpass Filter, True Amplitude Recovery, Automatic Gain Control, Parameter Test, Spiking/Predictive Decon, Trace Display, Add Flow Comment. 

MB2 Disk Data Input → Select dataset : geometry



MB2 Bandpass Filter → Type of filter spesification : Ormbsy bandpass, Ormbsy filter frequency values : 30-45-60-80



MB2 True Amplitude Recovery → dB/sec correction constant : 1



MB2 Automatic Gain Control → AGC Operator Length : 700 59



MB2 Parameter Test → Enter Parameter Values : 50/60/70/80



MB2 Spiking/Predictive Decon → Decon Operator Length : 99999, Select Decongate Paramter File : decongate1

Gambar 3.45 Select Decongate Paramter File : decongate1 

MB2 Trace Display → Number of ensemble (line segments)/screen : 2, Number of display panels : 2.



Execute

Gambar 3.46 Geometry berdasarkan Spiking Decon Operator Length yang telah ditentukan

60



Pilih amplitudo yang bagus (sedang runcing trace) pilih DCN OPER yang sesuai. Di sini kami memilih Spiking Decon Operator Length : 80.



MB3 (nonaktif) Paremeter Test



MB2 Spiking/Predictive Decon → Decon Operator Length : 80, Select Decongate Paramter File : decongate1.



MB2 Trace Display → Number of ensemble (line segments)/screen : 1, Number of display panels : 1.



Execute

Gambar 3.47 Geometry dengan Spiking Decon Operator Length 80 

File → Exit/Continue Flow

61



MB3 (nonaktif) Disk Data Input, Bandpass Filter, True Amplitude Recovery, Automatic Gain Control, Parameter Test, Spiking/Predictive Decon, Trace Display, MB3 (aktif) Add Flow Comment.

III.4.2.4 Pre Processing 1.

Add Flow → 4. Pre Processing → Editing Flow Add : Disk Data Input, Trace Kill / Reserve, Bandpass Filter, True Amplitude Recovery, Automatic Gain Control, Spiking/Predictive Decon, Disk Data Output, Add Flow Comment, Disk Data Input, Interactive Spectral Analysis, Trace Display. 

MB3 (aktif) Disk Data Input, Trace Kill / Reserve, Bandpass Filter , True Amplitude Recovery, Automatic Gain Control, Spiking/Predictive Decon, Disk Data Output, Add Flow Comment. MB3 (nonaktif) pada Disk Data Input, Interactive Spectral Analysis, Trace Display.



MB2 Disk Data Input → Select dataset : geometry



MB2 Trace Kill / Reserve → select trace kill parameter file : kiltrace_1



MB2 Bandpass Filter → Type of filter spesification : Ormbsy bandpass, Ormbsy filter frequency values : 30-45-60-80



MB2 True Amplitude Recovery → dB/sec correction constant : 1



MB2 Automatic Gain Control → AGC Operator Length : 700



MB2 Spiking/Predictive Decon → Decon Operator Length : 80, Select Decongate Paramter File : decongate1.



MB2 Disk Data Ouput → Output dataset filename : preprocessing



Execute

62



MB3 (nonaktif) pada Disk Data Input, Trace Kill / Reserve, Bandpass Filter

,

True

Amplitude

Recovery,

Automatic

Gain

Control,

Spiking/Predictive Decon, Disk Data Output, Add Flow Comment. 

MB3 (aktif) pada Disk Data Input, Interactive Spectral Analysis, Trace Display.



Execute

Gambar 3.48 Tampilan data seismik hasil analisis spektral setelah melakukan bandpass filter (prepocessing) dengan (a) domain waktu, (b) spektrum amplitudo, (c) domain fasa, (d) domain F-X 

File → Exit/Continue Flow

III.4.2.5 Koreksi Elevasi Statik

63

1.

Add Flow → 5. Koreksi Elevasi Statik → Editing Flow Add : Disk Data Input, Datum Statics Calculation, Datum Statics Apply, Disk Data Output, Add Flow Comment, Disk Data Input, Trace Display. 

MB3 (aktif) pada Disk Data Input, Datum Statics Calculation. MB3 (nonaktif) pada Datum Statics Apply, Disk Data Output, Add Flow Comment, Disk Data Input, Trace Display.



MB2 Disk Data Input → Select dataset : Preprocessing.



MB2 Datum Statics Calculation → Elevation of refraction : elevation, Final Datum Elevation : 400, Replacement Velocity : 8000



Execute



MB3 (aktif) Disk Data Input. MB3 (nonaktif) Datum Statics Calculation. MB3 (aktif) Datum Statics Apply, Disk Data Output, Add Flow Comment. MB3 (nonaktif) Disk Data Input, Trace Display.



MB2 Datum Statics Apply → Maka akan muncul jendela Datum Statics Apply. Isikan seperti gambar di bawah.

64

Gambar 3.49 Jendela Datum Statics Apply 

Masuk ke flow kemudian klik Database



SRF → Doble klik R_STAT01, F_DATUM, DATUMVEL, dan ELEV muncul jendela dB Tools



SIN → S_STAT01 dan ELEV



Pilih Database → XDB Database Display → Database → Get



CDP → GEOMETRY_ELEV muncul gambar, GEOMETRY_NDTAUM muncul gambar



MB2 Diska Data Output → Output Dataset Filename : Koreksi Elevasi Statik



Execute

65



MB3 (nonaktif) pada Disk Data Input, Datum Statics Calculation, Datum Statics Apply, Disk Data Output. MB3 (aktif) pada Add Flow Comment, Disk Data Input, Trace Display.



MB2 Disk Data Input → Select dataset : Koreksi Elevasi Statik



Execute

III.4.2.6 NN First Break Picking 1.

Add Flow → 6. NN First Break Picking → Editing Flow Add : Disk Data Input, Trace Display, Add Dflow Comment, Disk Data Input, NN First Break Picker, Trace Display. 

MB3 (aktif) Disk Data Input, Trace Display, Add Dflow Comment. MB3 (nonaktif) Disk Data Input, NN First Break Picker, Trace Display.



MB2 Disk Data Input → Select Dataset : Geometry



Execute

66

Gambar 3.50 Tampilan Geometryuntuk First Break Picking 

Pilih First Break Picker → Set Neural Network Parameter → Signal Noise Gate Length : 100 → OK

Gambar 3.51 Jendel aFirst Break NN Training 

Pilih First Break Picker → Create Training Data set → Create a New Time Gate Parameter File : firstberak3 → OK → AOFFSET → OK



Maka akan muncul jendela Pick Layer. Untuk Top of Time Gate, klik fristbreak3 di kotak dialog Pick Layer > trace atas warna hitam MB1 garis dari Chan 1 ke akhir kemudian MB3 New Layer. Untuk Bottom of Time Gate, klik (2)firstbreak3 di kotak dialog Pick Layer > trace bawah garis dari Chan 1 ke akhir. Untuk First Break Picks > klik FB Training pada kotak dialog pick layer kemudian picking trace first break atas pas warna hitam garis dari Chan 1 ke akhir.

67

Gambar 3.52 First Break Picking 

Next ensemble untuk shot selanjutnya lalu picking lagi. Lakukan sampai shot ke-20.



Pilih First Break Picker → Neural Net Training → Create a New NN Weight Table : weight1 → OK

Gambar 3.53 First Break NN Training – weight 1 68



Pilih First Break Picker → Set Neural Net Recall → One Time Recall → Create a New OPF Paramater File : NN Training Test Picks, Maximum Trace to Trace Static : 20, Starting Offset for Picking : 600, Number of traces for median line fit : 5 → OK

Gambar 3.54 First Break NN Recall 

File → Save Picks



File → Exit



MB3 (nonaktif) Disk Data Input, Trace Display, Add Dflow Comment. MB3 (aktif) Disk Data Input, NN First Break Picker, Trace Display.



MB2 (Disk Data Input) → Select Dataset : Koreksi Elevasi Statik



MB2 NN First Break Picker → Select weight matrix parameter file : weight1, select time gate parameter file : firstbreak3



Execute

69

Gambar 3.55 Hasil First Break Picking 

File → Exit / Continue Flow

Cara mengubah tampilan Linux dari 24 atau 16 bit menjadi 8 bit a) Log Out Geofisika b) Masuk di user root dengan username : root dan password : geophysics c) Computer → File System → etc → X11 → xorg.conf d) Default depth 24 atau 16 ganti menjadi 8 e) Depth 24 atau 16 ganti menjadi 8 f) Pilih Save

70

g) Log Out Root, kemudian log in kembali ke user geofisika dengan username : geofisika, password : geofisika123 h) Untuk mengembalikannya ke tampilan 24 bit angkanya diubah menjadi angka sebelumnya pada saat masuk ke Flow : 7. F-K Filter. III.4.2.7 Koreksi Refraksi Statik 1.

Flow  7. Koreksi Refraksi Statik Editing flow add : Disk Data Input, Refraction Static, Refraction Static Calculation, Datum Static Apply, Data Output, Add Flow Comment, Disk Data Input, Trace Display

2.

MB3 (aktif) Disk Data Input, Refraction Static, MB3 (Nonaktif) Refraction Static Calculation, Datum Static Apply, Disk Data Output, Add Flow Comment, Disk Data Input, Trace Display.  MB2 disk data input  select dataset : koreksi elevasi statik  MB2 refraction static  select first break times file : TRC NN_PICK nn training test picks, select trace data file : geometry, final datum elevation : 800, replacement velocity : 8000  Execute  Maka akan muncul gambar, Pilih Edit picks  Add Traces  Atur picking sesuai dengan first break pada trace sampai source 20

71

Gambar 3.56 Edit Picks 

Done YesEnter NEW first break picks FILE NAME : RefrEdit

Gambar 3.57 Enter NEW First Break Picks File Name : RefrEdit 

Pilih Define layer cari velocity 2937 DoneYes (Gambar 3.46)



Pilih Refractor VelocityDoneYes (Gambar 3.47)



Pilih View Static Solution DoneYes (Gambar 3.48 s.d Gambar 3.53 )



Pilih Refractor Depth Model  Done Yes

72



Pilih Output statics  Yes



Exit

Gambar 3.58 Reduction Velocity Layer Analysis

Gambar 3.59 Refractor Velocity 73

Gambar 3.60 View Static Solution – Receiver Delay Time Solutions

Gambar 3.61 Moveout Velocity Source 1-5 74

Gambar 3.62 Moveout Velocity Source 5-9

Gambar 3.63 Moveout Velocity Source 9-13 75

Gambar 3.64 Moveout Velocity Source 13-17

Gambar 3.65 Moveout Velocity Source 17-20

76

Gambar 3.66 View Static Solution – Source Delay Time Solutions 

MB3 (aktif) Disk Data Input, MB3 (nonaktif) Refraction Static, MB3 (aktif) Refraction Static Calculation, MB3 (nonaktif) pada Datum Static Apply, Disk Data Output, Add Flow Comment, Disk Data Input, Trace Display



MB2 Refraction Static Calculation  select first break times file : TRC NN_PICK Nn Training Test Picks, Shooting Geometry : 2D Split Spread, Enter SIN And Refractor Offsets : 10:-1800--500,500-1800/, Select Trace Data File : Geometry, Iterate Refractor Velocity : No,

Final Datum

Elevation : 800, Replacement Method : Refractor Velocity, Residual Statics : No. 

Execute

77



MB3 (aktif) pada Disk Data Input, MB3 (nonaktif) Refraction Static, Refraction Static Calculation, MB3 (aktif) pada Datum Static Apply, Disk Data Output, Add Flow Comment, Disk Data Input, Trace Display



MB2 datum static apply Source datum static database parameter

: SIN

GEOMETRY S_STAT01, Receiver datum static database parameter : SRF GEOMETRY R_STAT01, CDP datum static database parameter : CDP GEOMETRY C_STAT01 

MB2 Disk data output  output dataset filename : Koreksi Refraksi → Execute



MB3 (nonaktif) Disk Data Input, Refraction Static, Refraction Static Calculation, Datum Static Apply, Disk Data Output, MB3 (aktif) Add Flow Comment, Disk Data Input, Trace Display



MB2 disk data input  select dataset : koreksi refraksi → Execute

78

Gambar 3.67 Hasil Koreksi Refraksi III.4.2.8 F-K Filter 1.

Flow  8. FK-Filter  Editing flow add : Disk Data Input, F-K Analysis, F-K Filter, Disk Data Output, Add Flow Comment, Disk Data Input, Trace Display

2.

MB3 (aktif) pada Disk Data Input, F-K Analysis, MB3 (Nonaktif) Pada FK Filter, Disk Data Output, Add Flow Comment, Disk Data Input, Trace Display  MB2 Disk data input  select dataset : Koreksi Refraksi  MB2 FK Analysis  select mute polygon table : FK filter1 CDP Bin Numb 79

 Execute maka akan muncul gambar

Gambar 3.68 F-K Analysis Offset

: Bilangan gelombang yang sesuai offset

Hasil Pick

: Bilangan gelombang Bilangan gelombang yang dipilih sesuai

frekuensi filter (Dari processing). Klik pick untuk buat polygon sesuai frekuensi filter yang telah dipilihnext ensemble 

File  Save polygon



File Exit/continue flow



MB3 (aktif) pada Disk Data Input, MB3 (nonaktif) F-K analysis, MB3 (aktif) pada F-K filter1, Disk Data Output, Add Flow Comment, MB3 (nonaktif) pada Disk Data Input, Trace Display



MB2 Disk data output  output dataset filename : Fk Filter1 → Execute

80



MB3 (nonaktif) pada Disk Data Input, F-K analysis, F-K filter1, FK Filter2, Disk Data Output, MB3 (aktif) Add Flow Comment, Disk Data Input, Trace Display → Execute

Gambar 3.69 Trace Display F-K Filter 

FileExit/Continue Flow

III.4.2.9 Velocity Analysis 1.

Add Flow → 9. Velocity Analysis → Editing Flow Add : 2D Supergather Formation, Bandpass Filter, Automatic Gain Control, Velocity Analysis Precompute, Disk Data Output, Add Flow Comment, Disk Data Input, Velocity Analysis, Volume Viewer / Editor. 

MB3 (aktif) pada 2D Supergather Formation, Bandpass Filter, Automatic Gain Control, Velocity Analysis Precompute, Disk Data Output, Add Flow

81

Comment. MB3 (nonaktif) pada Disk Data Input, Velocity Analysis, Volume Viewer / Editor. 

MB2 2D Supergather Formation → Select dataset : fk filter1, Maximum CDP Fold : 2, Minimum Center CDP Number : 30. Maximum CDP Number : 650. CDP Increment : 10. CDP to Combine : 5.



MB2 Bandpass Filter : Ormbsy Filter Frequency : 30-45-60-80.



MB2 Automatic Gain Control : AGC Operator Length : 300



MB2 Velocity Analysis Precompute. Number of CDPs to sum into gather : 5, absolute offset of first bin center : 6.5, bin size for vertically summing offsets : 13. Number of stack velocity function : 11, velocity variation at time 2250 : 3000.

Gambar 3.70 Velocity Analysis Precompute 82



MB2 Disk Data Output → Output Dataset Filename : Precompute Velan



Execute



MB3 (nonaktif) 2D Supergather Formation, Bandpass Filter, Automatic Gain Control, Velocity Analysis Precompute, Disk Data Output, Add Flow Comment. MB3 (aktif) Disk Data Input, Velocity Analysis, Volume Viewer / Editor.



MB2 Disk Data Output → Select dataset : Precompute Velan, Trcae Read Option : sort, Interactive data access : yes, Select Primary trace header entry : SG_CDP.



MB2 Velocity Analysis → Table to store velocity picks : velan1, set semblance scaling and autosnap parameters : yes, velocity guide function table name : velan2.



MB2 Volume/viewer editor → Source of surface coordinate limits : seismic data. Select input volume: velan2. Display poststack seismic data : yes. Select posttack data file : koreksi refraksi.

Gambar 3.71 Volume/viewer editor 83



Execute, maka akan muncul gambar

Gambar 3.72 Velocity Analysis 

Picking yang berwarna merah → File → Save Picks → Next Ensemble lakukan picking seperti sebelumnya sampai channel terakhir..

III.4.2.10 NMO & Stack 1.

Add Flow → 10. Nmo & Stack → Editing Flow Add : Disk Data Input, Normal Moveout Correction, Disk Data Output. Add Flow Comment. Disk Data Input. CDP/ensemble stack, Disk Data Output. Add Flow Comment, Disk Data Input, Trace Display.

2.

MB3 (aktif) Disk Data Input, Normal Moveout Correction, Disk Data Output. Add Flow Comment. MB3 (nonaktif) Disk Data Input. CDP/ensemble stack, Disk Data Output. Add Flow Comment, Disk Data Input, Trace Display. 

MB2 Disk Data Input → select dataset : fk filter 1, select primary trace



Mb2 Normal Moveout Correction → Select Velocity Parameter File : velan2. 84



MB2 Disk Data Output → Output dataset filename : Koreksi NMO.



Execute.



MB3 (nonaktif) pada Disk Data Input, Normal Moveout Correction, Disk Data Output. Add Flow Comment. MB3 (aktif) Disk Data Input. CDP/ensemble stack, Disk Data Output. Add Flow Comment. MB3 (nonaktif) pada Disk Data Input, Trace Display.



MB2 Disk Data Input → select dataset : koreksi NMO. Trace read option : sort. Select primary trace header enter : CDP bim number.



MB2 Disk Data Output → Output dataset filename : NMO & Stack



Execute



MB3 (nonaktif) pada Disk Data Input, Normal Moveout Correction, Disk Data Output. Add Flow Comment, Disk Data Input. CDP/ensemble stack, Disk Data Output. Add Flow Comment. MB3 (aktif) Disk Data Input, Trace Display.



MB2 Disk Data Input → Select dataset : NMO & Stack



Execute, maka akan muncul gambar :

85

Gambar 3.73 Trace Display NMO & Stack 

File → Exit / Continue Flow

III.4.2.11 Velocity Manipulation 1.

Add Flow → Velocity Manipulation → Editing flow add : Velocity Manipulation, Velocity Viewer /Point Editor, Add Flow Comment, Velocity Manipulation, Velocity Viewer / Point.

2.

MB3 (aktif) pada Velocity Manipulation, Velocity Viewer /Point Editor, Add Flow Comment. MB3 (nonaktif) Velocity Manipulation, Velocity Viewer / Point. 

MB2 Velocity Manipulation → Type of velocity table to input : Stacking (RMS) Velocity, Select input velocity database entry : velan2. Type of

86

parameter table to output : Input velocity in time. Select output velocity database entry : velan2time. 

MB2 Velocity Viewer /Point Editor → Select the type of field you wish to edit : Interval Velocity in Time. Select input velocity database entry : velan2time. Minimun CDP Coordinate of viewing box : 30. Maximum CDP Coordinate of Viewing Box : 650. Select Output Velocity Database Entry : velan2time.



Execute.

Gambar 3.74 Velocity Viewer in Time

3.



Klik Velocity Scale → Muncul Velocity Scale



File → Save table to disk and exit.

MB3 (nonaktif) pada Velocity Manipulation, Velocity Viewer /Point Editor, Add Flow Comment. MB3 (aktif) Velocity Manipulation, Velocity Viewer / Point. 87



MB2 Velocity Manipulation → Type of Velocity Table to Input : Stacking (RMS) Velocity. Select Input Velocity Database Entry : velan2. Type of Paramater Table to Input : Interval Velocity in depth. Select Output Velocity Database Entry : velan2depth.



MB2 Velocity Viewer/Point Editor → Select the type of field you wish to edit : Interval Velocity in depth. Select input Velocity Database Entry: velan2depth. Minimun CDP Coordinate of viewing box : 30. Maximum CDP Coordinate of Viewing Box : 650. Select Output Velocity Database Entry : velan2depth → Execute.

Gambar 3.75 Velocity Viewer in Depth 

Klik Velocity Scale → Muncul Velocity Scale



File → Save table to disk and exit.

III.4.2.12 Migrasi 1.

Add Flow → 12. Migrasi → Editing Flow Add : Disk Data Input, Fast Explicit FD Time Mig, Disk Data Output, Add Flow Comment, Disk Data 88

Input, Trace Display, Add Flow Comment, Disk Data Input, Fast Explicit FD Depth Mig, Disk Data Output, Add Flow Comment, Disk Data Input, Trace Display. 2.

MB3 (aktif) pada Disk Data Input, Dast Fast Explicit FD Time Mig, Disk Data Output, Add Flow Comment. MB3 (nonaktif) pada Disk Data Input, Trace Display, Add Flow Comment, Disk Data Input, Fast Explicit FD Depth Mig, Disk Data Output, Add Flow Comment, Disk Data Input, Trace Display. 

MB2 Disk Data Input → Select dataset : NMO&Stack.



MB2 Fast Fast Explicit FD Time Mig → Maximum Frequency : 80. Select Interval vs. Time Velocity File : velan2time.

3.



MB2 Disk Data Output → Output dataset filename : migrasi in time.



Execute.

MB3 (nonaktif) pada Disk Data Input, Dast Fast Explicit FD Time Mig, Disk Data Output, Add Flow Comment. MB3 (aktif) pada Disk Data Input, Trace Display, Add Flow Comment. MB3 (nonaktif) pada Disk Data Input, Fast Explicit FD Depth Mig, Disk Data Output, Add Flow Comment, Disk Data Input, Trace Display. 

MB2 Disk Data Input : Select dataset : migrasi in time



Execute

89

Gambar 3.76 Trace Display Migrasi in Time  4.

File → Exit /Continue Flow

MB3 (nonaktif) pada Disk Data Input, Dast Fast Explicit FD Time Mig, Disk Data Output, Add Flow Comment, Disk Data Input, Trace Display, Add Flow Comment. MB3 (aktif) pada pada Disk Data Input, Fast Explicit FD Depth Mig, Disk Data Output, Add Flow Comment. MB3 (nonaktif) Disk Data Input, Trace Display. 

MB2 Disk Data Input → Select dataset : NMO&Stack



MB2 Fast Explicit FD Depth Mig → Maximum Frequency : 80. Select Interval vs. Time Velocity File : velan2depth.

90

Gambar 3.77 Fast Explicit FD Depth Mig

5.



MB2 Disk Data Output → Output dataset filename : migrasi in depth



Execute

MB3 (nonaktif) pada Disk Data Input, Dast Fast Explicit FD Time Mig, Disk Data Output, Add Flow Comment, Disk Data Input, Trace Display, Add Flow Comment, pada Disk Data Input, Fast Explicit FD Depth Mig, Disk Data Output, Add Flow Comment. MB3 (aktif) Disk Data Input, Trace Display. 

MB2 Disk Data Input → Select dataset : migrasi in depth



Execute

91

Gambar 3.78 Trace Display Migrasi in Depth 

File → Exit / Continue Flow.

III.4.2.13 SEG-Y Output 1.

Add Flow → SEG-Y Output → Editing Flow Add : Disk Data Input, SEG-Y Output, Add Flow Comment, Disk Data Input, SEG-Y Output, Add Flow Comment, Disk Data Input, SEG-Y Output.

2.

MB3 (aktif) pada Disk Data Input, SEG-Y Output, Add Flow Comment. MB3 (nonaktif) pada Disk Data Input, SEG-Y Output, Add Flow Comment, Disk Data Input, SEG-Y Output. 

MB2 Disk Data Input → Select dataset : NMO&Stack.



MB2 SEG-Y Output → Type of storage to use : Disk Image, Browse for disk file path name, atur seperti gambar di bawah : 92

Gambar 3.79 SEG-Y Output – 10NMOstack.segy  3.

Execute.

MB3 (nonaktif) pada Disk Data Input, SEG-Y Output, Add Flow Comment. MB3 (aktif) pada , Disk Data Input, SEG-Y Output, Add Flow Comment, Disk Data Input, SEG-Y Output. 

MB2 Disk Data Input → Select dataset : migrasi in time.



MB2 SEG-Y Output → Type of storage to use : Disk Image, Browse for disk file path name, atur seperti gambar di bawah :

93

Gambar 3.80 SEG-Y Output – migrasiintime.segy  4.

Execute.

MB3 (nonaktif) pada Disk Data Input, SEG-Y Output, Add Flow Comment. MB3 (aktif) pada , Disk Data Input, SEG-Y Output, Add Flow Comment. MB3 (aktif) pada Disk Data Input, SEG-Y Output. 

MB2 Disk Data Input → Select dataset : migrasi in depth.



MB2 SEG-Y Output → Type of storage to use : Disk Image, Browse for disk file path name, atur seperti gambar di bawah :

94

Gambar 3.81 SEG-Y Output – migrasiindepth.segy

95

BAB IV HASIL DAN PEMBAHASAN

IV.1 Akuisisi Data Seismik

Gambar 4.1 Tampilan akusisi data seismik di Tesseral Berdasarkan hasil akuisisi data seismik diperoleh output data seismik seg.y . Kualitas data yang diperoleh sangat dipengaruhi oleh parameter-parameter akuisisi yang digunakan. Akuisisi ini dilakukan dalam bentuk simulasi yaitu menggunakan software Tesseral, tidak dilakukan di lapangan secara langsung. Sehingga kualitas data yang diperoleh sangat baik, karena tidak dipengaruhi oleh noise yang biasanya banyak ditemukan apabila dilakukan akuisisi secara langsung di lapangan. Adapun data yang diperoleh selanjutnya digunakan untuk tahap processing data seismik untuk menghasilkan interpretasi geologi bawah permukaan. 96

Gambar 4.2 Penampang seismik yang diperoleh dari akuisisi data seismik IV.2 Geometry

Gambar 4.3 Hasil Penampang Geometry

97

Ada beberapa tahap pada pengolahan data seismik, antara lain : Input Data, Geometry Assignment, Koreksi Statik, NMO dan Stack, F-K Filter, dan Migrasi. Pada pengolahan data seismik, pertama-tama dilakukan pembacaan data seismik. Data seismik yang tadinya tipe SEG Y diubah menjadi raw data. Kemudian parameter-parameter yang didapatkan di lapangan didefinisikan ke dalam geometri. Di sini perintah yang digunakan harus disesuaikan dengan jenis geometri data berkaitan dengan zona dan jenis survei yang dilakukan. Dalam praktikum ini, penulis mengolah data hasil survei seismik 2D di darat dengan menggunakan software Tesseral. Geometri bertujuan untuk mencocokkan antara file number (terdapat di data observasi) dengan file record yang ada pada data seismik yang direkam dalam 1 shot. Data sebelumnya disorting ke dalam CDP atau CMP. Data geometri berisi informasi mengenai lokasi sumber dan penerima, jumlah penerima, jarak anatara penerima dan jarak antara sumber di-entry di dalam proses ini serta informasiinformasi geometri yang dibutuhkan dalam proses pegolahan. Dari tahap ini, data mentah akhirnya memilki informasi seperti offset, CDP, dan sebagainya. Dengan membandingkan gambar 4.2 penampang seismik yang diperoleh dari hasil akuisisi data seismik di Tesseral, dan gambar 4.3 hasil penampang geometry di ProMAX, dapat dikatakan bahwa hasil penampang geometry yang diolah di ProMAX mendekati atau mirip dengan penampang seismik yang di peroleh dari hasil akuisisi data seismik di Tesseral. Hal ini disebabkan karena pendifinisian parameter-parameter pada Flow Geometry Assignment di ProMAX telah betul atau sesuai dengan parameter-parameter pada geometri di Tesseral. Akan tetapi proses pengolahan data harus benar-benar dilakukan sesuai dengan langkahlangkah yang ada agar data yang dperoleh dapat diinterpretasikan dengan baik. Dimana salah satu tujuan dilakukan prosesing data seismik adalah untuk menghilangkan noise sekecil mungkin serta memperkuat sinyal tanpa mengubah bentuk kenampakan-kenampakan refleksi/pelapisan batuan bawah permukaan, sehingga dapat dilakukan interpretasi keadaan dan bentuk dari struktur pelapisan bawah permukaan bumi seperti kenyataannya. 98

IV.3 Seleksi Parameter

Gambar 4.4 Tampilan Seleksi Parameter Gambar di atas menunjukkan hasil seleksi parameter. Selanjutnya dilakukan seleksi parameter, dimana pada tahap ini dimasukkan nilai frekuensi yang telah ditentukan yakni 30-46-60-80 pada Bandpass Filter dan juga dimasukkan nilai parameter pada Amplitude Gain Control yang digunakan yakni 500,700, dan 900. Untuk TAR penulis memilih 1 sebagai nilai yang paling cocok dengan rentang frekuensi 30-80 Hz. Setelah itu dijalankan maka akan ditampilkan empat penampang berdasarkan nilai parameter yang telah dimasukkan. Kemudian salah satu dari penampang tersebut dipilih yaitu yang reflektor dan aplitudenya sama dengan kata lain pilih gambar penampang yang baik hasilnya (yang mendekati tampilan control copy).

99

IV.4 Pre-Processing

Gambar 4.5 Tampilan data seismik hasil analisis spektral setelah melakukan bandpass filter (prepocessing) dengan (a) domain waktu, (b) spektrum amplitudo, (c) domain fasa, (d) domain F-X Setelah proses parameter selection dilakukan maka selanjutnya adalah preprocessing yang hasilnya seperti pada gambar di atas yakni terdiri atas 4 bagian yakni pada gambar (a) menunjukkan hasil dalam bentuk domain waktu, (b) menunjukkan hasil dalam bentuk spektrum aplitudo, (c) menunjukkan hasil dalam domain fasa dan (d) menunjukkan hasil dalam domain F-X atau bilangan gelombang. Setelah seleksi parameter dilakukan maka selanjutnya dilakukan koreksi elevasi statik, dimana pada tahap ini dilakukan penghitungan statik datum yaitu memasukkan nilai final datum elevation 800 dan nilai replacement velocity 3000, 100

setelah itu tahap ini dijalankan hingga menghasilkan penampang hasil koreksi elevasi statik. Kemudian penampang geometry dimasukkan kembali lalu dibentuk gate deconvolusi pada tiap channel lalu dilakukan first break picking pada tiap channel. Setelah itu akan ditampilkan gambar penampang hasil dari first break picking yang telah dilakukan IV.5 NN First Break Picking

Gambar 4.6 Hasil First Break Piciking

Gambar di atas adalah tampilan geometry setelah memilih First Break. Proses First break dari setiap geophone merupakan waktu awal energi gelombang mencapai penerima (receiver) setelah itu menandai data seismik yang berbentuk gelombang yang dianggap sebagai first break(trace).

101

IV.6 Koreksi Refraksi Statik

Gambar 4.7 Tampilan hasil Koreksi Refraksi Gambar di atas menunjukkan hasil koreksi refraksi. Koreksi refraksi dilakukan untuk mengembalikan waktu penjalaran gelombang seismik yang bergeser karena adanya perbedaan ketinggian antara sumber seismik dan geophone. Selain itu juga karena adanya lapisan lapuk dengan ketebalan yang bervariasi, sekaligus cepat rambat gelombang yang variatif dalam lapisan lapuk tersebut. IV.7 F-K Filter

Gambar 4.8 F-K Filter 102

Setelah itu dilakukan F-K Filter, dimana pada tahap ini dilakukan pemilihan pada daerah yang berwarna merah yang frekuensi dan bilangan gelombang yang telah dimasukkan pada proses sebelumnya. Bilangan gelombang yang digunakan pada tahap ini yaitu -1 hinga 1. Seetelah tahap ini dilakukan maka akan ditampilkan penampang geometry hasil F-K Filter yang telah dilakukan. F-K Filter berfungsi untuk menghilangkan noise berdasarkan frekuensi dan nomor gelombang dan menghilangkan linear noise. Editing flownya yaitu Disk Data Input, F-K Analysis, F-K Filter, Disk Data Output, Add Flow Comment, Disk Data Input, Trace Display. Pada F-K Analysis ini kita membuat suatu polygon berdasarkan frekuensi yang telah dipilih pafa Bandpass Filter sebelumnya dan melakukannya untuk semua channel. Pilih frekuensi dengan warna merah terang. Sehingga diperoleh hasil seperti di atas. IV.8 Velocity Analysis

Gambar 4.9 Koreksi NMO Selanjutnya dilakukan analisis kecepatan, dimana pada tahap ini dilakukan picking pada daerah atau bagian yang berwarna merah. Cara pickingnya yaitu 103

kecepatan tidak boleh menurun tetapi harus kontinu. Koreksi kecepatan (velocity analysis) dilakukan sebab adanya pengaruh offset yang memungkinkan data tidak stabil akibat adanya energi gelombang yang semakin berkurang seiring bertambahnya kedalaman. Setelah itu dilakukan NMO Stack, dimana pada tahap ini dilakukan koreksi NMO karena terdapat perbedaan Two Way Travel Time pada offset tertentu dan Two Way Travel Time pada zero offset. Jadi tujuan dilakukannya proses ini untuk menghilangkan efek jarak pada tiap trace. Sebelum proses stacking, masingmasing CDP gather dikoreksi dari efek perbedaan kedalaman. Infromasi kecepatan dari velocity analysis digunakan untuk koreksi NMO akhir. Sedangkan untuk melihat baik tidaknya hasil koreksi NMO dapat dilihat dari amplitude gelombang yang berkesinambungan dan memperlihatkan garis lurus. Setelah koreksi NMO dilakukan, maka tahap selanjutnya yang harus dijalankan adalah proses stacking, dimana pada tahap ini dilakukan penggabungan atau penjumlahan trace-trace seismik yang telah dikoreksi NMO. Setelah itu akan ditampilkan penampang geometry hasil koreksi NMO & Stack. Kemudian dilakukan velocity manipulation atau manipulasi kecepatan. Pada tahap ini ditampilkan model kecepatan terhadap waktu dan terhadap kedalaman. IV.9 Migrasi

Gambar 4.10 Migrasi in Time 104

Setelah itu tahap akhir yang dilakukan yaitu migrasi. Migrasi dilakukan untuk mengkolapskan difraksi ke titik asalnya atau lapisan yang sangat miring ke posisi awalnya. Baik tidaknya hasil migrasi dapat dilihat dari ada tidaknya artefak, distorsi, dan efek smiling. Artefak berupa smiling acak sendiri muncul karena kecepatan yang digunakan lebih besar dari kecepatan sebenarnya. Pada proses ini menghasilkan penampang migrasi dalam kawasan waktu (Time Migration) dan dalam kawasan kedalaman (Depth Migration). Migrasi bertujuan untuk mengembalikan reflektor ke kondisi yang sebenarnya. Metode yang digunakan adalah metode migrasi Finite Difference. Konsep yang mendasari migrasi beda hingga adalah kontinuasi ke bawah medan gelombang seismik. Proses migrasi memanfaatkan pemecahan dari persamaan gelombang. Gambar di bawah menunjukkan hasil dari proses migrasi yang dilakukan terhadap waktu. Dimana tahap ini dilakukan untuk menghilangkan distorsi, artefak, dan efek smile

Gambar 4.11 Migrasi in Depth Gambar di atas menunjukkan hasil dari proses migrasi yang dilakukan terhadap kedalaman. Dimana tahap ini dilakukan untuk menghilangkan distorsi, artefak, dan efek smile. 105

BAB V PENUTUP V.1 Kesimpulan Dari proses pengolahan data seismic 2D menggunakan software ProMAX dapat disimpulkan beberapa hal sebagai berikut : 1. Tahapan akuisisi data pada Tersseral dilakukan dalam bentuk simulasi menggunakan software Tesseral Pro. Output dari proses ini adalah data dalam bentuk seg.y yang akan digunakan sebagai bahan dalam prosesing data seismik. 2. Pemrosesan data seismik meliputi tahapan antara lain : Proses input data, Geometry Assigment, Parameter Selection, Preprosessing (Trace kill, Interactive Analysis Spectral, Bandpass Filter, True Amplitude Recovery (TAR), Automatic Gain Control (AGC), Deconvolusi), Koreksi Elevasi, Koreksi Refraksi, F-K Filter, Velocity Analysis, Koreksi NMO & Stack, dan Migrasi Finite Difference 3.

Pemrosesan data merupakan proses untuk mendapatkan data seismik dengan hasil yang lebih baik serta menghilangkan berbagai macam noise yang muncul ketika akuisisi data dilakukan. Sehingga pemrosesan data seismik dapat meningkatkan Signal to Noise ratio (S/N).

4.

Terdapat berbagai macam noise dan faktor penyebab noise pada data hasil akuisisi seismik dengan berbagai macam tahapan yang digunakan untuk mengoreksi, mengurangi bahkan meredam noise tersebut, antara lain : 

Swell noise



Linear noise



Atenuasi



Multiple diredam dengan Radon



Reverbrasi yang juga teredam dengan Dekonvolusi

5. Kualitas dari data yang dihasilkan dipengaruhi juga oleh faktor human error.

106

V. 2 Saran Untuk mendapatkan hasil pengolahan data yang mencerminkan kondisi geologi yang sebenarnya, maka ada beberapa hal yang harus kita perhatikan : 1. Sesuaikan metode yang akan kita gunakan dengan karakteristik data, dengan melakukan tes terlebih dahulu, 2. Penting untuk memahami prinsip dari semua alur pengolahan yang kita kerjakan sehingga tidak hanya mengerti secara operasional saja tetapi juga dapat mengerti artinya. 3. Pengetahuan dasar seismik dan tahapan pemrosesan data seismik sangat penting dalam kegiatan survei eksplorasi geofisika. 4. Ilmu geologi sangat penting dalam tahapan pemrosesan data seismik untuk membedakan data-data sinyal dan noise yang sesuai dalam penggambaran struktur bawah permukaan bumi.

V.3 Kontribusi Anggota

Sri Wahyuni

Laporan (Bab 3,4), Processing di Tesseral, dan Processing di ProMAX

Harmita Lestari

Laporan (Bab 1,2,5), Processing di Tesseral, dan Processing di ProMAX

107

DAFTAR PUSTAKA

Abdullah, Agus. 2007. Pengolahan Data Seismik. http://ensiklopediseismik. blogspot.co.id/search/label/Pengolahan%20Data%20Seismik... Diakses pada 29 november 2017 Abdullah, Agus. 2008. Pengolahan Data Seismik. http://ensiklopediseismik. blogspot.co.id/search/label/Pengolahan%20Data%20Seismik... Diakses pada 29 november 2017 Akusisi

Data

Seismik

Dasar.

https://lingkarankata.blogspot.co.id/2014/12/

akuisisi-data-seismik-dasar.html. Diakses pada 26 Desember 2017 Bhatia, A.B. dan Singh, R.N.,1986, Mechanics of Deformable Media, Adam Hilger Imprint, Bistol, University of Sussex Press, England. Huuse, M. and D.A. Feary. 2005. Seismic inversion for acoustic impedance and porosity of cenozoic cool-water carbonates on the upper continental slope of the Great Australian Bight. Marine Geology, 215: 123–134. Ibrahim, Gunawan, dan Subardjo. 2005. Pengetahuan Seismologi. Jakarta: Badan Meteorologi dan Geofisika. Jurnal Ilmu dan Teknologi Kelautan Tropis, Vol. 5, No. 2, Hlm. 441-452, Desember 2013 MODUL PRAKTIKUM Pengolahan Data Seismik 2D Darat. 2014 PRAKTIKUM: Pengolahan Data Seismik 2D Darat. Laboratorium Geofisika, Universitas Hasanuddin Jilid 1, 13 April 2014 Nainggolan, Henry. 2009. Pengolahan Data Seismik 2D Menggunakan ProMAX "Area Cekungan Gorontalo". http://totalcorner.blogspot.com/2009/04/ pengolahan-data-seismik-2-d-menggunakan.html. Diakses pada tanggal 20 Desember 2014 Ramdhani , Haqqu dkk, 2013. Deteksi Dan Karakterisasi Akustik Sedimen Dasar Laut Dengan Teknologi Seismik Dangkal Di Perairan Rambat, Bangka Belitung. IPB: Bogor.

108

Setyobudi, P.T. 2010. Interpretasi Data Seismik 3-D. https://ptbudie.com /2010/05/07/interpretasi-data-seismik-3-d/.

Univeristas

Diponegoro.

Diakses pada 26 Desember 2017 Sheriff, R. E., & L. P. Geldard. 1995.Exploration Seismology 2nd ed. Cambridge University Press. VAN DER KRUK 2001. Reflection Seismik 1, Institut fur Geophysik ETH, Zurich : 86 pp. Yilmaz, O. 2001. Seismic data analysis processing, inversion, and inter-pretasion seismic data. Society of Exploration Geophysicists, USA. 227p.

109