## INVERSI BERSAMA GELOMBANG PP DAN PS ( JOINT PP AND PS INVERSION )

## UNTUK MENGANALISA LITOLOGI RESERVOIR
Hafidz Dezulfakar, Firman Syaifuddin, Widya Utama Jurusan Teknik Geofisika, FTSP Institut Teknologi Sepuluh Nopember e-mail : widya@geofisika.its.ac.id
Abstrak . Penggunaan gelombang P ( PP wave ) dalam eksplorasi seismik kurang mampu menggambarkan litologi khususnya pada daerah yang tersaturasi fluida. Gelombang PS ( converted wave ) yang merupakan hasil  pantulan  gelombang  P  menjadi  gelombang  S  telah  digunakan  untuk  mengatasi  permasalahan tersebut  dengan  menggunakan  proses  inversi  yang  mengkombinasikan  kedua  data  seismik  PP  dan  PS secara bersamaan ( joint inversion ). Hasil joint inversion berupa parameter impedansi akustik (impedansi P), impedansi shear (impedansi S), densitas serta parameter turunan yaitu rasio Vp/Vs yang lebih sensitif terhadap litologi dan fluida. Dilakukan dua alur penelitian, alur penelitian pertama menggunakan data seismik  PS stack PS time yang  harus  dilakukan  proses  konversi domain waktu  dari domain PS time menjadi domain PP time . Hasil pada alur penelitian pertama memiliki hasil yang kurang baik dikarenakan adanya keterbatasan pada proses konversi domain . Pada alur penelitian kedua digunakan data seismik PS stack PP time yang  menjawab  keterbatasan  pada  alur  penelitian  pertama.  Sehingga  didapat  hasil inversi  berupa  parameter  impedansi  P,  impedansi  S,  densitas,  dan  rasio  Vp/Vs  dengan  nilai  korelasi terhadap  sumur  secara  berturut-turut  adalah  0.955339,  0.936588,  0.923806  dan  0.781296.  Didapat sebaran litologi sandstone dan shale dari crossplot parameter impedansi P dan impedansi S. Sedangkan litologi reservoir sandstone tersaturasi hidrokarbon didapat dari crossplot antara parameter impedansi P dan  rasio  Vp/Vs.  Dengan  demikian, reservoirsand  stone tersaturasi  hidrokarbon    dapat  diperkirakan terletak di antara kedalaman marker sumur beta1 dan MF4 yaitu pada kedalaman sekitar 1350 ms dan 1400 ms.
Kata Kunci : converted wave; konversi domain; litologi, reservoir , rasio Vp/Vs
Abstract. The  usage  of  P-wave  (PP  wave)  on  the  seismic  exploration  provides  poor  description  of subsurface  lithological  conditions,  especially  in  fluid  gas  saturated  areas.  PS-wave  (converted  wave) which is the result of reflection of P-waves into S-waves has been used to solve these problems by using the inversion process which combines with PP and PS seismic data simultaneously (joint inversion). The results  of  joint  inversion  are  acoustic  impedance  parameter  (P  impedance),  shear  impedance  (S impedance),  density  and derivative  parameter  such  as  Vp/Vs  ratio  which more  sensitive  with  lithology and fluids. Has been conducted two flows in this paper, the first flow was using seismic data of PS stack PS time which need to converse first by domain conversion process from PS time domain to be PP time domain.  This  first  flow  produces  poor  results  due  to  the  limitations  of  the domain  conversion  process. And for the second flow, seismic PS stack PP time was use to solve the limitation of the result from the first flow. The result of the inversion such as parameter of P impedance, S impedance, density, and Vp/Vs ratio with correlation value 0.955339, 0.936588, 0.923806 and 0.781296 respectively. The distribution of sandstone  and  shale  lithology  distinguished  by  crossploting  the  parameter  of  P  impedance  and  S impedance. Hydrocarbon-saturated sandstone reservoir distinguished by crossploting the parameter of P impedance and Vp/Vs ratio. Thus, the hydrocarbon-saturated sandstone reservoirs can be estimated lies between the depth of marker on the wells beta1 and MF4 which around 1350 ms and 1400 ms.
Keywords : converted wave; Vp/Vs ratio;  domain conversion; lithology

## PENDAHULUAN
Pada  saat  energi  seismik  gelombang  P merambat  ke  dalam  permukaan  bumi,  maka  akan terjadi  konversi  gelombang  akibat  energi  seismik tersebut  mengenai  batas  lapisan,  konversi gelombang  tersebut  berupa  gelombang  yang
dipantulkan dan diteruskan dalam bentuk gelombang  P  dan  gelombang  S.  Jika source yang digunakan  berupa  gelombang  P  dan  gelombang yang ditangkap oleh geophone berupa gelombang P maka  dinamai  gelombang  PP,  sedangkan  jika  yang ditangkap  oleh geophone berupa  gelombang
S, maka dinamai PS (Fatti dkk, 1994). Pemanfaatan gelombang  PP  dan  PS  tersebut  sangat  berguna dalam  eksplorasi  hidrokarbon  khususnya  di  dalam menggambarkan  litologi reservoir yang  tersaturasi fluida. Hal tersebut dikarenakan adanya perbedaan sifat gelombang P dan  gelombang S saat melewati suatu  litologi.  Tidak  seperti  gelombang  P  yang dapat merambat pada medium fluida, gelombang S justru  tidak  dapat  merambat  pada  medium  fluida sehingga  penjalarannya  tidak  dipengaruhi  oleh keberadaan  fluida dalam  kasus ini khususnya  pada litologi reservoir yang  tersaturasi  fluida.  Sehingga jika gelombang P dan  gelombang S merambat  dari suatu litologi yang tidak tersaturasi fluida ke litologi yang tersaturasi fluida maka kecepatan gelombang P  akan  menurun  sedangkan  kecepatan  gelombang S  tetap.  Oleh  karena  itu,  dengan  membandingkan nilai  kecepatan  gelombang  P  dan  S  (rasio  Vp/Vs) dapat  memberikan  gambaran  litologi  bawah  yang lebih  baik.  Untuk  mendapatkan  nilai  rasio  Vp/Vs pada  suatu  penampang  seismik  maka  dilakukan proses inversi yang mengkombinasikan  kedua  data seismik  PP  dan  PS  secara  bersamaan  ( joint inversion ). Rasio Vp/Vs merupakan rasio impedansi P  dan  impedansi  S  dari  hasil joint  inversion (Simmons  dan Backus, 1996 ).
Untuk  menganalisa  litologi reservoir melalui perbandingan  nilai  kecepatan  gelombang  P terhadap  gelombang  S  ( Vp/Vs  ratio )  maka  pada tugas  akhir  ini  dilakukan  inversi  secara  bersamaan pada  data  seismik  PP  dan  PS  ( joint  PP  and  PS inversion ).

## DASAR TEORI

## A. Konversi Gelombang Seismik
Konversi  gelombang  adalah  perubahan  dari suatu tipe gelombang menjadi tipe gelombang lain, peristiwa  ini  terjadi  pada  medium interface saat ditransmisikan  dan  dipantulkan.  Dalam  kasus seismik  eksplorasi,  jika  gelombang  P  dari  sumber seismik  yang  datang  dengan  sudut  tertentu mengenai  batas  perlapisan  batuan  maka  akan terbentuk  gelombang  pantul  berupa  gelombang  P itu  sendiri  yang  disebut  gelombang  PP  dan
gelombang  S  yang  disebut  gelombang  PS. Terbentuknya  gelombang  PP  disebabkan  oleh  sifat gelombang  P  yang  memiliki  arah  pergerakan partikel searah dengan arah penjalaran gelombangnya sehingga partikel medium mengalami  kompresi,  sedangkan  gelombang  PS disebabkan  oleh  sifat  gelombang  S  yang  memiliki arah  pergerakan  partikel  tegak  lurus  dengan  arah penjalaran gelombangnya sehingga partikel medium  mengalami  puntiran  sehingga  gelombang yang  datang  dengan  suatu  sudut  tertebtu  akan memantulkan  memberikan  kompresi  dan  puntiran pada  partikel  bidang  batas  sehingga  memantulkan gelombang PP dan PS seperti yang ditunjukkan oleh Gambar 1.
Gambar 1. Konversi Pantulan Gelombang P pada Suatu Medium.

## B. Konversi Domain
Gelombang  P  memiliki  kecepatan  yang berbeda dengan kecepatan gelombang S. Kecepatan  gelombang  P  lebih  besar  dua  kali  dari gelombang  S  (Russell  dan  Hampson,  2005),  maka waktu  tempuhnya  pun  berbeda.  Untuk  waktu tempuh  TWT  ( two  way  time )  gelombang  PS merupakan  penjumlahan  antara  setengah  TWT gelombang  P  dengan  setengah  TWT  gelombang  S ditunjukkan oleh persamaan (1).
(1)
dengan:
V P = cepat rambat gelombang P (m/s) V s = cepat rambat gelombang S (m/s) Z = kedalaman lapisan (m)
Dapat  disimpulkan  bahwa  seismik  PP  dan  PS pada  suatu event akan  memiliki  posisi  yang berbeda  terhadap  kedalaman. Agar event tersebut memiliki  TWT  yang sama  atau domain waktu  yang sama,  maka  perlu  dilakukannya  proses  konversi domain yang  mengubah  TWT  PS  menjadi  TWT  PP.
Persamaan  (2)  merupakan  fungsi  hubungan  TWT gelombang PS menjadi TWT gelombang P.
(2) (2) dengan: Ptwt_est (z) = estimasi TWT gelombang P dari gelombang PS  (ms) PStwt (z) = TWT gelombang PS (ms) Stwt_est(z) = TWT gelombang S (ms) Ptwt (z) = TWT gelombang P (ms)
Dengan  menghitung  selisih  antara  TWT gelombang  P  dengan  TWT  gelombang  P  hasil estimasi  menggunakan  persamaan  (2),  maka didapat  nilai time  difference (Dt)  yang  ditunjukkan oleh  persamaan  (3).  Nilai  DT  tersebut  digunakan dalam  mengoreksi  nilai  TWT  gelombang  S  pada persamaan  (4)  untuk  mendapatkan  nilai  TWT gelombang  P  dari  TWT  gelombang  PS  sehingga dapat dilakukan konversi domain .
(3)
(4)

## C. Inversi Bersama Gelombang PP dan PS (Joint Inversion PP-PS)
Inversi  bersama  gelombang  PP  dan  PS  ( Joint Inversion  PP  and  PS) dilakukan  dengan input data seismik  PP  dan  PS  secara  bersamaan  di  dalam proses  inversinya  untuk  mengestimasi  nilai  Zp,  Zs dan ρ. Teori inversi bersama gelombang PP  dan PS diawali  dengan  menganggap  bahwa  suatu trace sesimik merupakan hasil konvolusi antara reflesivitas dengan wavelet .
dengan:
Rt = koefisien refleksifitas Wt = inversi wavelet St = seismic trace
Selanjutnya  dengan  menggunakan  persamaan Aki-Richards yang memberikan hubungan besarnya nilai  koefisien  refleksi  terhadap  parameter  fisik batuan seperti kecepatan dan densitas. Dimodifikasi  oleh  Fatti  dkk.  dengan  memisahkan koefisien refleksi gelombang P dan S berupa:
(6)
dengan:
c 1 = 1+tan 2 θ c 2 = –8 γ 2 sin 2 θ c 3 = –0.5tan 2 θ + 2 γ 2 sin 2 θ γ = V S / V P ,
Russel  dan  Hampson    mengembangkan  hasil kerja  Simmons  dan  Backus    tentang  linearisasi refleksivitas  P  (R P ),  refleksivitas  S  (R S )  dan refleksivitas densitas (R D ), berupa:
(7)
(8)
(9)
Pendekatan  Buland  dan  Omre  memberikan sebuah pendekatan yang mampu melakukan inversi secara langsung impedansi P (Z P ), impedansi S (Z S ), dan  densitas  (ρ)  seperti  yang  ditunjukkan  oleh persamaan berikut :
(10)
Kemudian  diperkenalkan  variabel  yang  baru yaitu  L P =  ln(Z P ),  yakni  logaritma  natural  dari impedansi  akustik  untuk  mentransformasikan
S = W*R (5)
persamaan refleksivitas tersebut menjadi impedansi, sehingga refleksivitas R P pada persamaan (7) dapat dinyatakan menjadi:
(11)
dengan  i  merupakan  permukaan  refleksi  antara lapisan  i  dan  i+1.  Dengan  menganggap  banyaknya refleksi  N  sehingga  persamaan  (11)  dapat dinyatakan dengan matrik berikut:
(12)
dengan:
Ri = refleksivitas
L P i = logaritma natural dari impedansi akustik
Setelah itu, ditambahkan efek wavelet dengan menganggap bahwa trace seismik merupakan hasil konvolusi  dari wavelet dengan  refleksivitas menggunakan matriks wavelet sebagai berikut:
(13)
dengan:
Si = trace seismik wi
= wavelet Ri
= refleksivitas
Sehingga dari persamaan (12) dan (13) didapat:
(14)
W  adalah  matriks wavelet pada  persamaan  (14) dan D adalah matrik derivatif dari persamaan (12). Dengan  mengkombinasikan  persamaan  (6)  dengan persamaan (14) maka didapat:
(15)
Persamaan  (15)  tersebut  dapat  dipergunakan untuk  inversi  dengan  syarat  terdapat  relasi  antara parameter  impedansi  dengan  densitas.  Relasi antara  impedansi  P,  impedansi  S  dan  densitas  [3] adalah sebagai berikut:
(16) (17)
Koefisien k,  k c , m ,  dan m c ditentukan  dari  analisis log  sumur  pada  daerah  tersebut.  Hubungan tersebut  juga  dapat  digambarkan  dengan crossplot seperti pada Gambar 2.
Gambar 2 . Crossplot antara ln(ρ) terhadap ln(Zp) dan ln(Zs) terhadap ln(Zp) ( Russel Software Service ).
Gambar 2 merupakan crossplot hubungan data sumur  ln(ρ)  terhadap  ln(Zp)  dan  ln(Zs)  terhadap ln(Zp).  Garis  kuning  menunjukkan  bahwa  adanya deviasi garis trend masing-masing data sumur pada crossplot yang  menyatakan  adanya  anomali  fluida ( Russel Software Service ).
Dengan  mengkombinasi  persamaan  (15),  (16), dan  (17)  serta  diubah  dalam  bentuk  matriks sehingga menjadi seperti berikut:
(18)
Dikarenakan joint inversion PP dan PS ini yang bukan  hanya  menggunakan  masukan  data  seismik PP saja tetapi juga secara bersamaan menggunakan data  seismik  PS,  maka  untuk  data  seismik  PS teorinya adalah sebagai berikut dengan menggunakan  persamaan  linear  Aki  Richard  dan

## Inversi Bersama Gelombang ...
Frasier  (Aki  dan  Richards,  2002,  Richards  dan Frasier, 1976) yang ditunjukkan oleh Margrave dkk.
(19)
dengan:
Sama  dengan  seismik  PP  sebelumnya  dengan menggunakan  pendekatan  refleksivitas  pada persamaan  (7)  dan  (8)  maka  persamaan  (19) menjadi :
(20)
Sehingga didapat matriks akhir inversi bersama PP  dan  PS  dengan  mengkombinasikan  persamaan matriks (18) dan persamaan (20) sebagai berikut:
(21)
Persamaan  (21)  tersebut  telah  mengkombinasikan masukan data PP dan PS di dalam matriksnya.
Selanjutnya  dilakukan  iterasi  dengan  tebakan awal  berupa  model  awal  impedansi  P  ( Russel Software  Service ).  Metode  iterasi  menggunakan metode  gradien  konjugasi.  Metode  gradien konjugasi merupakan metode untuk meminimalkan suatu  fungsi  yang  arah  pencarian  pertamanya mengambil  arah  penurunan  tercuram  ( steepest descent ). Metode ini menggunakan  arah pencarian yang  saling  ortogonal  serta  gradien  yang  selalu diperbarui pada setiap langkah iterasi yang  diawali oleh  nilai  awal  masukan,  sehingga  pada  setiap iterasi  akan  bergerak  maju  menuju  penyelesaian yang  optimal.  Dalam  penelitian  ini  model  awal berupa nilai impedansi P  pada kasus litologi tanpa fluida  yang  ditunjukkan  oleh  nilai  ∆L S dan  ∆L D
bernilai  nol  yang  menandakan  tidak  adanya  garis trend fluida yang terpisah seperti yang ditunjukkan oleh  Gambar  2  sebelumnya.  Model  awal  tersebut ditunjukkan oleh persamaan (22).
(22)
Setelah  dilakukan  iterasi  maka  didapat  nilai impedansi  P,  impedansi  S  dan  densitas  dengan menggunakan  persamaan  (23)  dikarenakan  bentuk hubungannya telah dijelaskan pada persamaan (16) dan (17).
(23)

## METODE PENELITIAN
Tahap  awal  sebelum  inversi  adalah  dengan membuat  model  awal  kecepatan  dari  data  sumur yang  diinterpolasikan  mengikuti  pola  bentuk horizon  yang  telah  di- picking sebelumnya.  Model awal  tersebut  digunakan  untuk  proses  konversi domain waktu  seismik  PS  menjadi domain waktu seismik  PP  dikarenakan  oleh  adanya  perbedaan waktu  tempuh  antara  gelombang  PP  dan  PS. Selanjutnya dilakukan peningkatan kualitas konversi domain dengan  menyesuaikan event PS yang ditunjukkan oleh horizon pada data seismik PS dengan event PP  yang  ditunjukkan  oleh  horizon pada  data  seismik  PP.  Setelah  itu  dilakukan  proses joint  inversion .  Selajutnya  dilakukan  analisa  litologi dengan  melakukan crossplot impedansi  P  dengan impedansi S serta impedansi P dengan rasio Vp/Vs. Pada  penelitian  ini  dilakukan  dua  alur  penelitian. Pada alur penelitian pertama yang ditunjukkan oleh Gambar  4  dilakukan  proses  inversi  dengan  input seismik PP dan PS yang sebelumnya telah dilakukan proses konversi domain waktu PS menjadi waktu PP Sedangkan  pada  alur  penelitian  kedua  tidak dilakukanya  tahapan  proses  konversi domain dikarenakan  seismik  PS  yang  digunakan  sebagai inputan  proses  inversi  sudah  di  dalam domain waktu gelombang PP.
Gambar 4. Diagram Alur Proses Penelitian Pertama.

## HASIL DAN ANALISA
Hasil pada  alur penelitian  pertama dinyatakan tidak  valid  dikarenakan  oleh  keterbatasan  pada tahapan  pembuatan  model  kecepatan    untuk proses  konversi domain yang  hanya  menggunakan satu  buah  data  sumur  yang  diinterpolasikan keseluruh  penampang  seismik.  Sehingga  model kecepatan tidak mewakili kecepatan yang sebenarnya, yang mengakibatkan event seismik  PP dan  PS  tidak  sesuai.  Hal  tersebut  ditunjukkan  oleh penampang  hasil  inversi  impedansi  S  secara keseluruhan,  maka  pada  dua  lokasi  yang ditunjukkan  oleh  lingkaran  putih  pada  Gambar  5 terdapat adanya anomali yang ganjil.
Gambar 5. Penampang Impedansi S Hasil Inversi Alur Penelitian Pertama.
Gambar 6.  a) Perbedaan Event Seismik PP dan PS,
b) Setelah Dilakukan Proses E vent Matching.
Adanya  anomali  ganjil  tersebut  dikarenakan oleh  proses event  matching yang  di  dalam prosesnya melakukan penarikan time event seismik PS stack PS time mengikuti bentuk event seismik PP stack PP time .  Adanya  perbedaan event horizon antara  kedua  data  tersebut  yang  ditunjukkan  oleh lingkaran  kuning  pada  Gambar  6a  sehingga  saat dilakukannya  proses event  matching maka  bentuk event seismik  PS stack PS time ditarik  mengikuti event seismik  PP stack PP time seperti  yang ditunjukkan oleh Gambar 6b.
Pada  alur  penelitian  kedua  digunakan  data seismik  PS stack PP time yang  menjawab keterbatasan  pada  alur  penelitian  pertama. Sehingga  didapat  hasil  inversi  yang  valid  berupa parameter impedansi P, impedansi S, densitas, dan rasio  Vp/Vs  dengan  nilai  korelasi  terhadap  sumur secara  berturut-turut  adalah  0.955339,  0.936588,
0.923806  dan  0.781296.  Penampang  rasio  Vp/Vs yang  didapat  dari  perbandingan  impedansi  P dengan  impedansi  S  tersebut  ditunjukkan  oleh Gambar  7  yang  menunjukkan  variasi  litologi  yang jelas,  namun  belum  dapat  menunjukkan  jenis litologinya.
Selanjutnya  dilakukan  analisa  litologi  dengan melakukan uji sensitivitas sumur. Tahapan pertama adalah  dengan  menganalisa  langsung  terhadap  log data  sumur  volume clay dan  porositas  yang ditunjukkan  oleh  Gambar  8.  Pada  kedalaman horizon1 sampai horizon2 sangat jelas menunjukkan  adanya  perbedaan  normalitas  log antara  kedalaman  horizon1  sampai  beta1  dengan yang  berada  pada  kedalaman  beta1  sampai  MF4. Pada  kedalaman  horizon1  sampai  beta1  memiliki nilai  normal  porositas  yang  lebih  besar  daripada data  log  porositas  pada  kedalaman beta1 sampai
MF4, begitu juga dengan yang ditunjukkan oleh log volume clay yang  menunjukkan  kedua  rentang kedalaman  tersebut  memiliki  nilai  normal  yang berbeda.  Perbedaan  normalitas  nilai  log  tersebut disebabkan oleh proses sedimentasi dan pengendapan.  Uji  sensitivitas  dilakukan  pada kedalaman  beta1  sampai MF4  dikarenakan  adanya anomali  yang  kontras  pada  rentang  kedalaman tersebut.  Sedangkan  pada  kedalaman  horizon1 sampai beta1 tidak dapat menunjukkan anomali.
Pada Gambar 8, adanya anomali pada rentang kedalaman  beta1  sampai  MF4  yaitu  seperti  yang ditunjukkan  oleh  kotak  berwarna  hitam.  Anomali tersebut  memiliki  nilai  volume clay yang  rendah dan  porositas  yang  tinggi.  Anomali  tersebut  dapat dikatakan lapisan sandstone dikarenakan sandstone memiliki  kandungan clay yang  rendah  serta memiliki porositas yang besar.
Gambar 7. Penampang Rasio Vp/Vs Hasil Inversi Alur Penelitian Kedua.
Oleh  karena  uji  sensitivitas  dilakukan  pada rentang kedalaman tersebut. Gambar 9a menunjukkan crossplot antara  data  sumur  volume clay dan  porositas  pada  kedalaman  beta1  sampai MF4. Terlihat adanya dua zona yang terpisah  yang menandakan  perbedaan  litologi.  Zona  pertama yang  ditunjukkan  oleh  warna  kuning  memiliki porositas  yang  tinggi  yaitu  berada  dalam  rentang 0.3  sampai  0.37  %  dan  nilai  volume clay yang sangat  rendah  yaitu  berada  dalam  rentang  0 sampai  0.2  sehingga  zona  yang  berwarna  kuning tersebut  diinterpretasikan  sebagai  zona  litologi sandstone .  Zona  kedua  adalah  zona  yang ditunjukkan oleh warna abu-abu yang memiliki nilai
porositas  yang  lebih  rendah  dan  volume clay yang lebih  tinggi  daripada  zona  litologi sandstone .  Zona tersebut  dapat  diinterpretasikan  sebagai  litologi shale .
Gambar 8. Data Sumur Volume Clay dan Porositas pada Dua Rentang Kedalaman Horizon1 sampai beta1 dan
beta1 sampai MF4.
Selanjutnya  untuk  mengetahui  hubungan kedua litologi tersebut dengan parameter impedansi  P  dan  impedansi  S  maka  uji  sensitivitas selanjutnya  dilakukan crossplot antara  data  log impedansi  P  dengan  impedansi  S  dengan  skala warna  berupa  nilai  log  porositas  seperti  yang ditunjukkan  oleh  Gambar  9b.  Terdapat  dua  zona yang terpisah yang menandakan adanya perbedaan litologi  yang  jelas.  Zona  pertama  adalah  zona  yang berwarna  kuning  yang  memiliki  nilai  impedansi  P yang  rendah  yaitu  berada  dalam  rentang  4250 sampai  5000  ((m/s)(  g/cc))  dan  nilai  impedansi  S yang  rendah  dengan  rentang  2100  sampai  2600 ((m/s)(  g/cc)).  Zona  tersebut  juga  memiliki  nilai porositas  yang  sama  dengan  batas  porositas  pada zona crossplot pada  Gambar  9a  yaitu  0.3  sampai 0.37 yang ditandai dengan warna data hijau  sesuai dengan  skala  warna  porositas  pada crossplot . Sehingga  dapat  disimpulkan  bahwa  zona  yang berwarna  kuning  tersebut  merupakan  zona  litologi
sandstone .  Sedangkan  zona  kedua  berwarna  abu- abu tersebut merupakan zona litologi shale .
Uji  sensitivitas  selanjutnya  adalah  dengan melakukan crossplot data log impedansi P terhadap nilai  rasio  Vp/Vs  seperti  yang  ditunjukkan  oleh Gambar  9c.  Uji  sensitivitas  ini  bertujuan  untuk menentukan zona dengan kandungan hidrokarbon. Didapat  zona  yang  terpisah  dengan  kontrol  nilai porositas  0.3  sampai  0.37  sebagai  skala  warna. Zona tersebut berwarna merah yang terpisah cukup jelas dengan nilai rentang impedansi P rendah yang sama  dengan crossplot pada  Gambar  9b,  yaitu sekitar  4250  sampai  5000 ((m/s)(  g/cc)) dan  nilai rasio Vp/Vs yang juga rendah.
Gambar 9. Crossplot Uji Sensitifitas. a) Porositas (Sumbu x) dengan Volume Caly (Sumbu y),
b) Impedansi P (sumbu x) dengan Impedansi S (sumbu y),
b) Impedansi P (sumbu x) dengan Rasio Vp/Vs (Sumbu y) dengan Skala Warna Berupa Nilai Log Porositas.
Sehingga  dengan  mengaplikasikan  pola  uji sensitifitas  pada  Gambar  9b  dan  9c  terhadap  data hasil inversi yang berupa impedansi P, impedansi S dan rasio Vp/Vs didapat sebaran litologi sandstone dan shale dan litologi gas sand reservoir.
Dengan demikian, didapat litologi sandstone dan shale yang  tersebar  mengikuti  pola  horizon  pada kedalaman  beta1  sampai  MF4  seperti  yang ditunjukkan  oleh  Gambar  10a.  Litologi sandstone ditunjukkan  oleh  warna  kuning  sedangkan shale ditunjukkan  oleh  warna  abu-abu.  Jika  dilihat  pada sekitar  sumur  yang  berwarna  biru,  maka  litologi sandstone berada pada kedalaman sekitar 1350 ms dan  1400 ms .  Sedangkan  untuk  melihat  litologi
sandstone tersaturasi hidrakarbon yang berupa gas pada  Gambar  10b  ditunjukkan  oleh  warna  merah. Jika  dilihat  di  sekitar  sumur  yang  berwarna  biru, maka litologi sandstone tersaturasi hidrokarbon gas berada  pada  kedalaman  sekitar  1350 ms dan  1400 ms .
Gambar 10. Sebaran Litologi dari Hasil Analisa Crossplot Hasil Inversi.
a) Sandstone (Kuning), Shale(Abu-abu),
b) Gas sand Reservoir (Merah).

## PENUTUP Kesimpulan
Kesimpulan  yang  dapat  diperoleh  dari  tugas akhir ini adalah:
 Proses  konversi domain merupakan  tahapan yang  sangat  penting  sebelum  dilakukannya proses joint  PP  and  PS  inversion .  Jika event antara seismik PP dan PS tidak matching maka akan memberikan hasil inversi yang buruk.
 Hasil joint inversion dengan menggunakan alur penelitian  kedua  lebih  baik  dikarenakan  data seismik  PS  yang  digunakan  telah  dilakukan konversi domain dengan  menggunakan  model kecepatan yang didapat saat proses pengolahan  data  seismik  yang  mencakupi seluruh  penampang  seismik  dan  tidak  hanya diwakilkan oleh data sumur.
 Nilai  rasio  Vp/Vs  dari  perbandingan  nilai  hasil joint  inversion impedansi  P  dan  impendasi  S sangat  baik  digunakan  untuk  menganalisa litologi reservoir .
 Dari  parameter  hasil joint  inversion dengan mengikuti  pola crossplot dari  proses  uji sensitivitas  sumur  didapat  sebaran  litologi sandstone,  shale dan sandstone tersaturasi hidrokarbon gas.

## Saran
 Konversi domain sebaiknya  menggunakan model kecepatan dari hasil proses pengolahan data seismik.
 Perlu  dilakukanya  analisis  fasies  seismik  lebih lanjut  dan  data  geologi  lapangan  penelitian untuk  mengetahuin  proses  pengendapan secara detail.

## DAFTAR PUSTAKA
Buland, A. and Omre, H., 2003. Bayesian linearized AVO inversion. Geophysics , 68, 185-198.
Fatti,  J.,  Smith,  G.,  Vail,  P.,  Strauss,  P.,  and  Levitt,  P., 1994.  Detection  Of  Gas  In  Sandstone  Reservoirs Using AVO Analysis: A 3D Seismic Case History Using The Geostack Technique. Geophysics , 59, 1362-1376.
Margrave,  G.F.,  Stewart,  R.  R.  and  Larsen,  J.  A.,  2001. Joint PP and PS Seismic Inversion : The Leading Edge , 20, no. 9,1048-1052.
Russell,  B.  and  Hampson,  D.,  2005.  Joint  Simultaneous Inversion  of  PP  and  PS  Angle  Gathers: SEG  Annual Meeting , 6-11 November, Houston, Texas.
Russel Software Service , Ltd., 2000. ProMC Tutorial.
Simmons, J.L. and Backus, M.M., 1996. Waveform-based AVO Inversion and AVO Prediction-Error: Geophysics , 61, 1575-1588.
-------------------