ANALISIS AMPLITUDE VERSUS OFFSET (AVO) MENGGUNAKAN

## PARAMETER PETROFISIKA LAMBDA MU RHO (LMR) DAN
EXTENDED ELASTIC IMPEDANCE (EEI) UNTUK

## KARAKTERISASI RESERVOAR KARBONAT
Harsano Jayadi 1 , Icha Untari Meidji 1 , Yusniati H.Muh. Yusuf 2
1 Jurusan Teknik Geologi Universitas Tadulako, Palu
2 Jurusan pendidikan Fisika, Universitas Nusa Cendana, Kupang E-mail: harsanoj@untad.ac.id
Abstract: The  research  that  refers  to  the  characterization  of  carbonate reservoir  to  identify  lithology  and  fluid  had  been  done  to  the  Baturaja Formation  in  South  Sumatera  Basin.  The  method  used  is  analyzed  of Amplitude  Versus  Offset  (AVO)  by  utilizing  the  petrophysics  parameter  of Lambda Mu Rho (LMR) and Extended Elastic Impedance (EEI). The goal of the research is to find out the comparison of the application of petrophysics parameter  LMR  and  EEI  to  characterization  carbonate  reservoir,  besides finding a prospect location or proposed well. The result of data analysis of Al-Fatah well shows that the carbonate reservoir position with liquefied gas is located deeper around 350 meters with a thickness of around 7.62 meters. Interpretation  of  seismic  from  inversion  result  by  using  the  petrophysics parameter of LMR and EEI shows the presence of a prospect location to the CDP 4253 up to 4301, which is carbonate reservoir with fluid accumulation (gas).
Keywords: P  Impedance,  S  Impedance,  Lambda  Rho,  Mu  Rho,  Extended  Elastic Impedance.

## PENDAHULUAN
ada  awalnya  penentuan  titik  bor  pada  eksplorasi  hidrokarbon  dilakukan  dengan interpretasi  geologi  saja  tetapi  pada  kenyataannya  struktur  geologi  yang  bagus belum tentu menentukan reservoar yang bagus sehingga diperlukan suatu metode untuk  mengetahui  karakterisasi  reservoar  dengan  tujuan  untuk  mengurangi  kesalahan dalam  menentukan  titik  bor.  Dalam  kegiatan  eksplorasi  minyak  dan  gas  bumi, karakterisasi  reservoar    merupakan  tahapan  yang  penting,  hal  ini  dikarenakan  dalam melakukan suatu karakterisasi reservoar diperlukan suatu parameter fisika batuan untuk membedakan  kontras  impedansi  dalam  suatu  lapisan  batuan  yang  diakibatkan  oleh perbedaan litologi dan fluida batuan yang berada di bawah permukaan (Jayadi, 2016).
Inversi data seismik post-stack untuk memperoleh penampang  impedansi akustik merupakan salah  satu cara untuk karakterisasi reservoar karena  impedansi akustik bisa digunakan  untuk  prediksi  litologi  dan  porositas  batuan.  Namun  pada  kenyataannya banyak proyek pengembangan sumur dari beberapa perusahaan migas (minyak dan gas bumi)  yang  gagal  dengan  menggunakan  impedansi  akustik.  Hal  tersebut  disebabkan karena  impedansi  akustik hanya menggunakan kecepatan gelombang akustik dan sudut

## P
Harsano Jayadi dkk , Analisis Amplitude Versus Offset (AVO) Menggunakan Parameter … _ 105
datang  gelombang  normal  atau  pada offset sama  dengan  nol  ( zero  offset )  (Goodway, Chen, & Downton, 1997).
Seiring  dengan  perkembangan  ilmu  pengetahuan  dan  teknologi  maka  para  ahli mencoba mengatasi kelemahan dari impedansi akustik yaitu dengan menggunakan data seismik pre-stack dalam  bentuk gather dan  kombinasi  kecepatan  gelombang  P, kecepatan  gelombang  S  dan  densitas.  Hal  tersebut  dilakukan  karena  data  seismik pre- stack memiliki jangkauan sudut yang bervariasi atau tidak pada offset sama dengan nol. Variasi  amplitudo  pada  data  seismik pre-stack lebih  dikenal  dengan  istilah Amplitude Versus  Offset (AVO).  AVO  sangat  efektif  untuk  identifikasi  litologi  dan  fluida  pori. Analisis  AVO  menggunakan  parameter  petrofisika  sampai  saat  ini  banyak dikembangkan oleh para ahli untuk karakterisasi reservoar melalui teknik inversi AVO (Rutherford  &  Williams,  1989).  Hal  serupa  juga  dilakukan  penelitian  yang  dilakukan (Sumirah,  2007),  untuk  medeteksi  adanya  suatu  reservoar  gas  pada  daerah  yang mempunyai  litologi  batupasir  dengan  menggabungkan  analisis  AVO  dengan  inversi Lamda Mu Rho ( LMR) dan inversi simultan dan analisis LMR (Hermawan, 2010). Parameter  petrofisika  yang  sangat  beperan  dalam  hal  membedakan  suatu reservoar  untuk  batuan  pasir  dengan  litologi  yang  lain  adalah  paramer  Lame  (Harun, Sandria,  Ilhami,  Sukmatiawan,  &  Razi,  2013).  Parameter  Lame’  yaitu  Lambda  merupakan  inkompressibilitas  sedangkan  Mu  µ  merupakan  rigiditas.  (Goodway  et  al., 1997), menyatakan bahwa Lambda Rho (  ) merupakan indikator fluida sedangkan Mu Rho  (µ  )  merupakan  indikator  litologi  melalui  analisis  AVO  menggunakan  parameter petrofisika  Lambda  Mu  Rho  (LMR).  Parameter  LMR  merupakan  suatu  besaran petrofisika  yang  mampu  memisahkan  antara  litologi,  hal  ini  dikarenakan  adanya parameter  Lame  (  ,  µ,  /µ)  lebih  sensitif  daripada  parameter  kecepatan  gelombang  P (Vp), kecepatan gelombang S (Vs) dan Vp/Vs.
Extended  Elastic  Impedance (EEI)  ini  merupakan  pengembangan  dari  metode Elastic  Impedance  (EI)  dan  Acoustic  Impedance  (AI)  (Whitcombe,  Connolly,  Reagan, &  Redshaw,  2002).  Jangkauan  sudut  yang  digunakan  pada  EEI  lebih  luas  bila dibandingkan  dengan  jangkauan  sudut  pada  EI.  Sudut  yang  digunakan  pada  EEI merupakan  sudut  proyeksi  sehingga  keterbatasan  sudut  dari  EI  dapat  diatasi  dengan EEI.  Jangkauan  sudut  proyeksi  (  )  pada  EEI  adalah      -90 0 sampai  +90 0 sehingga korelasi  dengan  parameter  petrofisika  yang  sensitif  terhadap  litologi  dan  fluida  dapat dilakukan dengan  menggunakan  jangkauan sudut proyeksi (  )  yang tepat.  Metode EEI dapat  digunakan  ketika  metode AI dan EI tidak  dapat  membedakan  litologi  maupun fluida dengan baik akibat adanya ambiguitas nilai impedansi (Harun et al., 2013) Hasil dari EEI ini dapat dipakai untuk mencari nilai sudut yang akan mewakili beberapa parameter  petrofisika  seperti  rigiditas,  densitas,  inkompresibilitas,  poison  rasio,  dan Vp/Vs yang terdapat pada sumur sehingga mampu mendapatkan model persebaran dan karakteristik dari paramter tersebut secara lateral (Connolly, 2010).

## METODE PENELITIAN
Data yang digunakan dalam penelitian ini adalah : Satu lintasan data seismik 2D dengan arah NW dan SE dalam bentuk CDP gather PSTM (Pre-Stack Time Migration) dengan format sgy. Selain itu digunakan juga beberapa data log yang diperoleh dari satu sumur  yaitu  :  log  sonik,  log  densitas,  log  gamma  ray,  log  NPHI,  log  Resistivitas  dan parameter  water  saturation  (Sw).  Ada  5  tahapan  yang  dilakukan  dalam  penelitian  ini,
106 _ Jurnal Teknosains, Volume 14, Nomor 1, Januari-Juni 2020 , hlm. 104 – 114
diantaranya sebagai berikut:
1. Pengolahan  data  log  sumur  berupa  log  impedansi  P  (Z p ),  log  impedansi  S  (Z s ),  log Lambda Rho (  .  ) dan log Mu Rho (µ.  ) dengan menggunakan Transform yang ada pada program eLog dengan input yang digunakan adalah data log sonik (log V p dan log V s ), dan log densitas (  ). Data log sonik (log V p dan log V s ), dan log densitas (  ) digunakan  juga  untuk  membuat  log  EEI  dengan  jangkauan  sudut  chi  =  -  90 0 sampai  =  +90 0 dengan  menggunakan  software  Ms  Excel.  Selanjutnya  dilakukan analisis log EEI untuk menentukan sudut chi (  ) melalui korelasi log EEI dengan log yang sensitif terhadap  litologi dan  fluida  yaitu :  log Z p , log Z s , log  .  dan log µ.  . Interpretasi  data  log  dilakukan  melalui crossplot untuk  mengetahui  sensitifitas parameter  petrofisika  yaitu  :  log  Z p ,  log  Z s ,  log  .  ,  log  µ.  dan  log  EEI  terhadap litologi  dan  fluida.  Selain  itu  juga  untuk  menentukan  nilai  batas  ( cut  off )  untuk masing-masing parameter tersebut.
2. Melakukan  import data  seismik  dilakukan  pada  data  seismik  2D  PSTM  ( pre-stack time migration ) gather dalam format sgy yang akan ditampilkan dalam bentuk CDP ( common  depth  point ) gather dengan  domain offset .  Kemudian  dilakukan  proses super  gather untuk  memperkuat  signal  dan angle  gather untuk  mengubah  domain offset menjadi  domain  sudut.  Data  seismik angle  gather digunakan  untuk  membuat atribut AVO yaitu reflektivitas P dan reflektivitas S selain itu juga digunakan untuk membuat  penampang  seismik full  stack .  Sedangkan  data  seismik super  gather digunakan untuk membuat penampang seismik near angle stack dan far angle stack . Penampang seismik near angle stack dan far angle stack digunakan untuk membuat penampang intercept (A)  dan gradient (B).  Kemudian  dibuat  penampang reflektivitas  EEI  melalui  kombinasi  antara  intercept  (A)  dan  Gradient  (B)  dengan menggunakan sudut (  ) tertentu yang diperoleh dari analisa log EEI.
3. Pengikatan data seismik dengan data sumur dilakukan untuk memposisikan horizon seismik dengan zona target  data sumur. Proses  yang dilakukan pada well to  seismic tie adalah  pencocokan  antara  seismogram  sintetik  dengan  trace  data  seismik lapangan. Wavelet yang digunakan untuk membuat seismiogram sintetik diekstraksi dari dari penampang seismik full stack . Proses pengikatan data  seismik dengan data sumur dilakukan berulang-ulang hingga diperoleh nilai korelasi yang baik.
4. Melakukan  inversi  untuk  penampang  Lambda  Mu  Rho  dengan  metode  analisis Linear  Programming  Sparse  Spike (LPSS)  serta  inversi  data  seismik  untuk menghasilkan penampang EEI yang sensitif terhadap litologi dan fluida.
5. Analisis  penampang  hasil  inversi  untuk  mengetahui  penyebaran  litologi  dan  fluida secara  lateral  dilakukan  pada  penampang  berikut  :  Penampang  Z p ,  Penampang  Z s , penampang  Lambda  Rho,  Penampang  Mu  Rho,  Penampang  EEI  sudut  =  0 0 , Penampang  EEI  sudut  =  15 0 ,  Penampang  EEI  sudut  =  -30 0 ,  Penampang  EEI sudut  =  -50 0 .  Interpretasi  secara  kuantitatif  dilakukan  dengan  menggunakan  nilai batas ( cut off ) yang diperoleh dari hasil crossplot data sumur.

## HASIL DAN PEMBAHASAN

## A. Hasil
Lokasi penelitian  ini diberi  nama  lapangan X untuk  menjaga kerahasiaan  lokasi sebenarnya  dan  berada  di  cekungan  Sumatera  Selatan  dengan  kandungan  hidrokarbon berupa gas (Gambar 1).
Harsano Jayadi dkk , Analisis Amplitude Versus Offset (AVO) Menggunakan Parameter … _ 107
Gambar 1 . Peta lokasi penelitian
Lokasi  penelitian  ini  cekungan  Sumatra  Selatan,  Formasi  Baturaja  dengan geologi  regionalnya  merupakan  perkembangan  umur  Pra-Tersier,  perkembangan  Awal Tersier dan perkembangan Akhir Tersier.  Secara stratigrafis cekungan Sumatra Selatan tersusun dari formasi yang tertua berupa batuan Pra-Tersier,  kemudian diikuti oleh Tuff Kikim  dan  batuan  Tuff  lainnya.  Formasi  Lemat  /  Lahat  terdiri  atas  “Granit  wash”, endapan  alluvial  /  fluvial,  anggota  serpih  Benakat,  formasi  Talang  Akar,  formasi  Batu Raja, formasi Telisa, dan yang paling muda adalah formasi Palembang (Aina, 2017)
Nilai GR  min  = 13 API pada gambar di atas  merupakan  nilai terendah dari  log GR yang menunjukkan gamping dan nilai GR max = 71 API merupakan nilai tertinggi GR yang menunjukkan shale . Nilai GR cut off = 42 API (Gambar 2). Persentase serpih (Vsh) dalam batuan diambil sebesar 50% berdasarkan perkiraan dari jumlah total yaitu 100%. Berikut ini adalah perhitungan GR cutt off .
Gambar 2. Gamma ray cut off
Log EEI dibuat dengan menggunakan persamaan 2.64. Jangkauan sudut chi (  ) yang  digunakan  adalah  -90 0 sampai  +90 0 dengan  kelipatan  sudut  chi  (  )  5 0 seperti berikut : -90 0 , -85 0 , -80, ….., +90 0 . Nilai konstanta K yang digunakan adalah 0.25 yang diperoleh  dari  daerah  target.  Grafik  korelasi  log  EEI  dengan  parameter  berikut  : impedansi P (Z p ), impedansi-S (Z s ), Lambda Rho (  .  ) dan Mu Rho (µ.  ) dapat dilihat
Lokasi Penelitian
GR min =13 API
GR max =71 API GR cut off = 42 API
pada Gambar 3 di bawah ini.
Gambar 3. Grafik korelasi log EEI pada sudut (  ) -90 0 sampai +90 0
Nilai koefisien korelasi maksimum dan sudut chi (  ) yang diperoleh dari grafik korelasi log EEI (Gambar 4) di atas dapat dilihat pada tabel di bawah.
Tabel 1. Korelasi beberapa log dengan sudutnya
Tipe Log Koefisien Korelasi Sudut Chi (  ) Impedansi-P 1 0 Impedansi-S 0.9955 -30 Lambda Rho 0.9348 15 Mu Rho 0.9909 -50

## B. Pembahasan
Interpretasi  data  sumur  dilakukan  melalui  analisis  data  log  sumur  untuk mengetahui  jenis  litologi,  fluida  dan  ketebalan  reservoar  secara  vertikal  pada  suatu sumur.  Beberapa  log  yang  digunakan  untuk  interpretasi  dalam  penelitian  ini  adalah  log gamma ray, log densitas, log sonik, log neutron (NPHI) dan log resistivitas.
Penentuan  jenis  litologi  dengan  menggunakan  log  gamma  ray  dapat  diketahui jenis  fluida  pori  adalah  gas  (Gambar  5).  Hal  tersebut  ditunjukkan  dengan  adanya separasi  yang  relatif  besar  antara  log  densitas  dengan  neutron.  Kemudian  terlihat  pula adanya  penurunan  kurva  saturasi  air,  penurunan  respon  log  kecepatan  akustik  (V p ) secara  drastis  dan  peningkatan  respon  log  resistivitas  menunjukkan  bahwa  reservoar tersebut mengandung hidrokarbon (gas). Berdasarkan respon data sumur tersebut maka dapat diketahui bahwa reservoar gas memiliki ketebalan sekitar 7.62 meter.
EEI Korelasi -1 -0.8 -0.6 -0.4 -0.2 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 -90 -70 -50 -30 -10 10 30 50 70 90 Sudut K o e fi s ie n K o re la s i Lambda_Rho Mu_Rho P-Impedance S-Impedance
Harsano Jayadi dkk , Analisis Amplitude Versus Offset (AVO) Menggunakan Parameter … _ 109

## Gambar 5. Tampilan respon data log sumur
Untuk  meningkatkan  hasil  interpretasi  maka  dilakukan crossplot data  sumur dengan  menggunakan  atribut  warna  saturasi  air  (Sw)  dan  log  gamma  ray  (GR).  Nilai saturasi air yang tinggi (mendekati 1) menunjukkan bahwa reservoar lebih banyak terisi oleh air dari pada hidrokarbon.
Gambar 6. (a) Crossplot log impedansi p (Z p ) dengan log impedansi s (Z s ) dan (b) Crossplot log impedansi p (Z p ) dengan log impedansi s (Z s )
Crossplot  log  Z p dengan  log  Z s pada  (Gambar    6.a)  dilakukan  dengan menggunakan  atribut  warna  saturasi  air  (Sw).  Nilai  saturasi  air  yang  mendekati  0 disebut  sebagai  saturasi  air  rendah  atau  zona  gas  yang  ditunjukkan  oleh  elips  warna merah. Sedangkan nilai saturasi air yang mendekati 1 disebut sebagai saturasi air tinggi atau zona basah yang ditunjukkan oleh elips warna hijau. Berdasarkan pembagian zona gas  dan  basah  tersebut  diketahui  bahwa  log  Z p kurang  efektif  untuk  identifikasi  fluida (gas)  karena  terdapat  overlap  nilai  impedansi  P  antara  serpih  dan  gas  dari  36×10 5 sampai 56×10 5 (kg.m -2 .s -1 ). Pada crossplot log Z p dengan log Z s digunakan juga atribut warna gamma ray untuk melihat sensitifitas log Z s dalam identifikasi litologi serpih dan gamping (Gambar 6.b). Nilai gamma ray di atas 42 API menunjukkan serpih dan nilai gamma  ray  di  bawah  42  API  menunjukkan  gamping.  Sehingga  dapat  diperoleh  nilai batas impedansi S untuk serpih dan gamping yaitu 2×10 6 (kg.m -2 .s -1 ). Berdasarkan nilai batas tersebut maka log Z s dapat dikatakan sensitif dalam identifikasi litologi.
Anomaly Gas
Zona Gas
Gambar 7. (a) Crossplot log Lambda Rho (  .  ) dengan log Mu Rho (µ.  ) dan (b) Crossplot log Lambda Rho (  .  ) dengan log Mu Rho (µ.  )
Atribut  warna  yang  digunakan  pada  crossplot  log  .  dengan  log  µ.  di (Gambar 7.a) adalah saturasi air. Berdasarkan atribut warna saturasi air diperoleh zona gas  dengan  nilai  saturasi  air  mendekati  nol  dan  zona  basah  dengan  nilai  saturasi  air mendekati 1. Pada crossplot ini log  .  termasuk efektif dalam identifikasi fluida (gas) karena nilai batas  .  untuk zona basah dan gas dapat ditentukan yaitu sebesar 10×10 13 (Pa)(kg/m 3 ).  Walaupun  sebagian  zona  basah  dan  zona  gas  masih  terlihat  overlap. Crossplot log  .  dengan log µ.  (Gambar 7.b) menggunakan atribut warna gamma ray untuk melihat sensitifitas  log µ.  terhadap  litologi. Berdasarkan nilai  batas gamma ray sebesar  42  API  diketahui  bahwa  log  µ.  termasuk  indikator  litologi  yang  baik  karena terjadi  separasi  antara  serpih  dan  gamping.  Nilai  gamma  ray  di  atas  42  API menunjukkan serpih dan nilai gamma ray di  bawah 42 API merupakan gamping. Nilai batas µ.  antara serpih dan gamping diambil sebesar 4×10 12 (Pa)(kg/m 3 ).
Gambar 8. (a) Crossplot log EEI (  = 0 0 ) dengan log impedansi s (Z s ) dan (b) Crossplot log EEI (  = 15 0 ) dengan log gamma ray
Crossplot  log  EEI  (0 0 )  dengan  log  impedansi  S  (Z s )  pada  (Gambar  8.a) menggunakan  atribut  warna  saturasi  air  untuk  mengetahui  sensitifitas  log  EEI  (0 0 ) terhadap fluida. Nilai saturasi air mendekati 1 merupakan zona basah (elips warna hijau)
Harsano Jayadi dkk , Analisis Amplitude Versus Offset (AVO) Menggunakan Parameter … _ 111
sedangkan  nilai  saturasi  mendekati  0  merupakan  zona  gas  (elips  warna  merah). Berdasarkan  analisis  tersebut  maka  dapat  diketahui  bahwa  log  EEI  (0 0 )  tidak  efektif dalam identifikasi fluida. Hal tersebut disebabkan karena zona basah (wet) dan zona gas berada pada nilai impedansi yang relatif sama yaitu 27  10 +8 sampai 4  10 +8 (kg.m -2 .s -1 ). Crossplot log EEI (15 0 ) dengan log gamma ray dilakukan dengan menggunakan atribut warna  saturasi  air  untuk  mengetahui  sensitifitas  log  EEI  (15 0 )  terhadap  fluida.  Pada (Gambar  8.b)  daerah  kotak  warna  merah  merupakan  zona  gas  karena  memiliki  nilai saturasi  air  yang  rendah  yaitu  mendekati  nol  sehingga  dapat  dikatakan  bahwa  log  EEI (15 0 )  sensitif  terhadap  fluida  pori  bila  dibandingkan  dengan  log  EEI  (0 0 ).  Nilai  batas zona gas pada log EEI (15 0 ) adalah sekitar 29  10 +8 sampai 425  10 +7 (kg.m -2 .s -1 ).
Gambar 9. (a) Crossplot log EEI (  = -30 0 ) dengan log impedansi p (Z p ) dan (b) Crossplot log EEI (  = -50 0 ) dengan log impedansi p (Z p )
Hasil  inversi  parameter  petrofisika  Lambda  Mu  Rho  (LMR)  dan Extended Elastic Impedance (EEI) diharapkan  mampu  meningkatkan kualitas  interpretasi seperti identifikasi litologi dan fluida pori (gas). Hasil analisis crossplot data sumur yang telah dilakukan  dijadikan  acuan  dalam  identifikasi  sebaran  litologi  dan  fluida  pori  secara lateral pada penampang seismik (Lampiran).
Penampang impedansi P, yang terdapat pada lampiran (Gambar 10)  mempunyai nilai  impedansi  P  terendah  265×10 4 (kg.m -2 .s -1 )  yang  ditunjukkan  dengan  warna  hijau dan nilai impedansi tertinggi 87×10 5 (kg.m -2 .s -1 ) yang ditunjukkan dengan warna ungu. Berdasarkan hasil crossplot log Z p diketahui bahwa parameter impedansi P tidak efektif untuk  identifikasi  fluida  karena  antara  serpih  dan  anomali  gas  berada  pada  nilai impedansi yang sama yaitu sekitar 36×10 5 sampai 56×10 5 (kg.m -2 .s -1 ). Pada penampang impedansi  P  nilai  tersebut  ditunjukkan  dengan  warna  hijau  kekuningan  sampai  merah merah yang berada pada bagian atas reff (terumbu) di sekitar waktu 600 ms. Identifikasi gas  pada  daerah  tersebut  belum  dapat  dipastikan  dengan  jelas  karena  pada  daerah sekitar  sumur  (CDP  4221)  bisa  saja  menunjukkan  serpih  atau  zona  dengan  porositas yang tinggi.
Identifikasi  litologi  serpih  dan  gamping  dilakukan  pada  penampang  impedansi S,   yang  terdapat  pada  lampiran  (Gambar  11).  Serpih  ditunjukkan  dengan  warna  hijau dengan  nilai  sekitar  924×10 3 sampai  2002×10 3 (kg.m -2 .s -1 )  sedangkan  gamping ditunjukkan dengan warna kuning sampai ungu dengan nilai Zs di atas 2002×10 3 (kg.m -
112 _ Jurnal Teknosains, Volume 14, Nomor 1, Januari-Juni 2020 , hlm. 104 – 114
2 .s -1 ).  Warna  merah  dan  kuning  menunjukkan  daerah  poros  dan  penyebarannya  secara lateral ke arah SE dan NW. Daerah  yang  memiliki rigiditas tinggi umumnya  berada di bagian  bawah  pada  Formasi  Baturaja.  Gamping  yang  rigiditasnya  besar  didentifikasi sebagai platform dari reff dan  ditunjukkan  dengan  warna  ungu.  Hal  tersebut  juga didukung  dengan  data  geologi  regionalnya.  Daerah  prospek  ditunjukkan  dengan lingkaran hitam.
Penampang  Lambda  Rho  (  .  ),  yang  terdapat  pada  lampiran  (Gambar  13) memiliki  jangkauan  nilai  Lambda  Rho  0  sampai  343×10 11 (Pa)(kg/m 3 )  yang ditunjukkan  dengan  warna  hijau  kekuningan  sampai  warna  ungu.  Identifikasi  fluida dilakukan  berdasarkan  hasil  analisis crossplot log  Lambda  Rho  yang  menunjukkan bahwa  inkompressibilitas  yang  rendah  sekitar  0  sampai  1×10 13 (Pa)(kg/m 3 )  (warna hijau) merupakan gas. Daerah potensial baru pada penampang Lambda Rho ditunjukkan dengan garis kotak warna hitam. Daerah tersebut merupakan reservoar karbonat dengan fluida  pori  gas  karena  memiliki  inkompressibilitas  rendah  yaitu  di  bawah  1×10 13 (Pa)(kg/m 3 ). Inkompressibilitas yang rendah juga terlihat pada sumur XX yang ditandai dengan lingkaran warna hitam.
Parameter  petrofisika  Mu  Rho  (µ.  )  merupakan  diskriminator  litologi  sehingga penampang  Mu  Rho,  yang  terdapat  pada  lampiran  (Gambar  14)  digunakan  untuk identifikasi  serpih  dan  gamping.  Nilai  terendah  pada  penampang  Mu  Rho  tersebut adalah 0 sedangkan nilai tertingginya 188×10 11 (Pa)(kg/m 3 ). Nilai batas ( cut off ) untuk serpih dan gamping adalah 4×10 12 (Pa)(kg/m 3 ) berdasarkan hasil crossplot log Mu Rho. Pada  penampang  Mu  Rho  warna  kuning  sampai  ungu  merupakan  gamping  sedangkan warna  hijau  kekuningan  sampai  warna  hijau  merupakan  serpih. Platform reff pada formasi  baturaja  ditunjukkan  dengan  rigiditas  yang  besar  (warna  ungu).  Untuk memperkuat hasil interpretasi maka dilakukan crossplot antara penampang Lambda Rho dan Mu Rho hasil inversi yang ditunjukkan di lampiran  (Gambar 15).
Penampang  EEI  (0 0 ) yang  terdapat pada  lampiran    (Gambar  16)  mempunyai nilai  EEI  21×10 8 sampai  647×10 7 (kg.m -2 .s -1 )  yang  ditunjukkan  dengan  warna  hijau sampai  warna  ungu.  Interpretasi  penampang  EEI  (0 0 )  sulit  dilakukan  karena  serpih ( shale )  dan  karbonat  poros  (reservoar  gas)  berada  pada  nilai  EEI  yang  sama  yaitu sekitar  26  10 8 sampai  42  10 8 (kg.m -2 .s -1 ).  Walaupun  pada  penampang  EEI  (0 0 )  efek fluida  pori  (gas)  tidak  muncul  identifikasi  litologi  masih  dapat  dilakukan  karena  nilai EEI  (0 0 )  di  atas  42  10 8 (kg.m -2 .    s -1 )  menunjukkan  karbonat.  Sedangkan  serpih  yang memiliki  nilai  EEI  (0 0 )  di  bawah  26  10 8 (kg.m -2 .s -1 )  masih  bisa  dideteksi  dan  berada pada bagian atas formasi baturaja yang ditunjukkan dengan warna hijau.
Analisis crossplot menunjukkan bahwa log EEI (15 0 ) memiliki sensitifitas yang baik untuk identifikasi  fluida pori (gas). Penampang EEI (15 0 ), yang ditunjukkan pada lampiran    (Gambar  17)  memiliki  nilai  terendah  359×10 7 (kg.m -2 .s -1 )  yang  ditunjukkan dengan  warna  hijau  dan  nilai  EEI  tertinggi  585×10 7 (kg.m -2 .s -1 )  yang  ditunjukkan dengan  warna  ungu.  Pada  penampang  EEI  (15 0 )  fluida  pori  (gas)  ditunjukkan  dengan warna  hijau  atau  pada  nilai  359×10 7 sampai  395×10 7 (kg.m -2 .s -1 ).  Penyebaran  daerah potensial  atau  reservoar  karbonat  yang  terisi  gas  berada  pada  arah  NW  yang ditunjukkan  dengan  garis  kotak  warna  hitam  sedangkan  pada  sumur  XX  juga  terlihat adanya akumulasi gas yang ditunjukkan dengan lingkaran warna hitam.
Penampang  EEI  (-30 0 ),  yang  terdapat  pada  lampiran    (Gambar  18)  memiliki nilai  EEI  2×10 8 sampai  71×10 8 (kg.m -2 .s -1 )  yang  ditunjukkan  dengan  warna  hijau sampai  warna  ungu.  Hasil  analisis  log  EEI  pada  sub  bab  IV.2.1.5  digunakan  untuk membantu identifikasi litologi serpih dan gamping pada penampang EEI (-30 0 ). Serpih
Harsano Jayadi dkk , Analisis Amplitude Versus Offset (AVO) Menggunakan Parameter … _ 113
pada  penampang  EEI  (-30 0 )  ditunjukkan  oleh  warna  hijau  kekuningan  sampai  warna hijau  dengan  nilai  EEI  2×10 8 sampai  227×10 7 (kg.m -2 .s -1 )  sedangkan  gamping ditunjukkan  dengan  warna  kuning  sampai  warna  ungu  dengan  nilai  di  atas  227×10 7 (kg.m -2 .s -1 ).  Berdasarkan  analisis  tersebut  diketahui  bahwa  penampang  EEI  (-30 0 ) efektif untuk determinasi serpih dan gamping pada formasi Baturaja. Hasil  interpretasi tersebut  juga  menunjukkan  bahwa  daerah  yang  relatif  memiliki  porositas  yang  tinggi berada pada bagian atas dari formasi Baturaja dengan penyebaran ke arah NW dan SE. Sedangkan  bagian bawah dari  formasi Baturaja relatif  memiliki porositas  yang rendah. Daerah  prospek  dengan  porositas  yang  tinggi  ditunjukkan  dengan  lingkaran  warna hitam.
Penampang EEI (-50 0 ), yang ditunjukkan pada  lampiran (Gambar 19) memiliki nilai  EEI  15×10 7 sampai  72×10 8 (kg.m -2 .s -1 )  yang  ditunjukkan  dengan  warna  hijau sampai  warna  ungu.  Nilai  batas  EEI  (-50 0 )  untuk  serpih  dan  gamping  diambil  sebesar 224  10 +7 (kg.m -2 .s -1 ).  Untuk  nilai  di  bawah  224  10 +7 (kg.m -2 .s -1 )  merupakan  serpih yang ditunjukkan dengan warna hijau kekuningan sampai warna hijau. Sedangkan nilai di  atas  224  10 +7 (kg.m -2 .s -1 )  merupakan  gamping  yang  ditunjukkan  dengan  warna kuning  sampai  warna  ungu.  Berdasarkan  hasil  interpretasi  penampang  EEI  (-50 0 ) tersebut  dapat  diketahui  bagian  atas  dari  formasi  Baturaja  relatif  lebih  poros  atau memiliki  porositas  yang  tinggi  bila  dibandingkan  dengan  bagian  bawah  dari  formasi Baturaja. Penyebaran daerah poros secara lateral terlihat berada pada arah NW dan SE. Daerah  prospek  dengan  porositas  yang  tinggi  ditunjukkan  dengan  lingkaran  warna hitam.

## KESIMPULAN
Reservoar  karbonat  pada  formasi  baturaja  berada  pada  kedalaman  sekitar  530 meter dengan ketebalan sekitar 7.62 meter. Sedangkan sensitifitas parameter petrofisika LMR dan EEI dapat diuraikan bahwa Parameter Lambda Rho dan EEI (15 0 ) merupakan indikator fluida yang baik dengan nilai batas yang diperoleh pada Lambda Rho adalah 0 sampai  10×10 13 (Pa)(kg/m 3 )  dan  nilai  batas  yang  diperoleh  pada  EEI  (15 0 )  adalah 29×10 8 sampai 425×10 7 (kg.m -2 .s -1 ). Impedansi P dan EEI (0 0 ) kurang sensitif terhadap kehadiran  gas  sehingga  merupakan  indikator  fluida  yang  kurang  baik.  Hal  tersebut disebabkan  karena  terjadi  tumpang  tindih  ( overlap )  nilai  impedansi  P  antara  serpih dengan  gas  yaitu  pada  36×10 5 sampai  56×10 5 (kg.m -2 .s -1 )  sedangkan  pada  EEI  (0 0 ) serpih  dan  gas  berada  pada  nilai  yang  sama  yaitu  27×10 8 sampai  4×10 8 (kg.m -2 .s -1 ). Parameter Mu Rho dan EEI (-50 0 ) merupakan indikator litologi yang baik. Determinasi serpih  dan  gamping  pada  Mu  Rho  berada  pada  nilai  batas  4×10 12 (Pa)(kg/m 3 ). Sedangkan pada EEI (-50 0 ) nilai batas antara serpih dan gamping adalah 24×10 9 (kg.m -
2 .s -1 ).  Impedansi  S  dan  EEI  (-30 0 )  termasuk  indikator  litologi  yang  baik  karena  nilai batas  Z s untuk  serpih  dan  gamping  tidak  terlalu  tumpang  tindih  ( overlap ).  Nilai  batas impedansi S untuk serpih dan gamping adalah 2×10 6 (kg.m -2 .s -1 ) sedangkan pada EEI (- 30 0 ) nilai batas antara serpih dan gamping berada pada nilai 26×10 9 (kg.m -2 .s -1 ).
Berdasarkan  analisis  hasil  inversi  parameter  petrofisika  LMR  dan  EEI  untuk identifikasi  litologi  dan  fluida  diketahui  bahwa  daerah  prospek  yang  merupakan akumulasi hidrokarbon (gas) berada pada bagian atas karbonat reff di sekitar waktu 600 ms  pada  arah  NW.  Daerah  prospek  yang  merupakan  reservoar  karbonat  dengan akumulasi gas tersebut berada antara CDP 4253 sampai 4301.
114 _ Jurnal Teknosains, Volume 14, Nomor 1, Januari-Juni 2020 , hlm. 104 – 114

## DAFTAR PUSTAKA
Aina, Z. (2017). Karakterisasi Reservoir Dengan Menggunakan  Inversi Simultan Dan Analisis Lambda- Mu-Rho Untuk Mengidentifikasi Persebaran Zona Potensial Reservoir Karbonat Formasi Baturaja Lapangan “Sukses” Cekungan Sumatra Selatan (Sarjana, Universitas Brawijaya). Retrieved from http://repository.ub.ac.id/4029/
Connolly,  P.  A.  (2010).  Robust  workflows  for  seismic  reservoir  characterization:  SEG  Distinguished Lecture.
Goodway,  B.,  Chen,  T.,  &  Downton,  J.  (1997).  Improved  AVO  fluid  detection  and  lithology discrimination  using  Lamé  petrophysical  parameters  &  fluid  stack?,  from  P  and  S inversions.  In SEG Technical Program Expanded Abstracts. SEG Technical Program Expanded Abstracts 1997 (Vols. 1–0, pp. 183–186). https://doi.org/10.1190/1.1885795
Harun, M.  R.,  Sandria,  L.  A., Ilhami,  A.  S.,  Sukmatiawan, A.,  &  Razi,  M.  (2013).  Sandstone  Reservoir Distribution  of  Cibulakan  Formation  Using  Seismic  Inversion  Method:  Extended  Elastic Impedance  (EEI),  in  Cemara  Field,  North  West  Java  Basin.  Indonesian  Petroleum  Association (IPA) 13, G-075.
Hermawan,  A.  D. (2010). Inversi  AVO  Simultan  dan  Analisa  Lambda  Mu  Rho  untuk  Mengidentifikasi Litologi  dan  Jenis  Fluida:  Studi  Kasus  Lapangan  Penobscot  Canada  (Thesis).  Bandung,  ITB Bandung.
Jayadi,  H.  (2016).  Identifikasi  Persebaran  Litologi  Reservoar  Batupasir  Menggunakan  Analisis  Seismik Inversi  Impedansi  Elastik  Di  Lapangan  Najlaa  Formasi  Cibulakan  Cekungan  Jawa  Barat  Utara. Jurnal Fisika: Fisika Sains dan Aplikasinya, 1 (2), 99–106.
Rutherford,  S.  R.,  &  Williams,  R.  H.  (1989).  Amplitude ‐ versus ‐ offset  variations  in  gas  sands. GEOPHYSICS, 54(6), 680–688. https://doi.org/10.1190/1.1442696
Sumirah. (2007). Deteksi Reservoar Gas Menggunakan Analisis AVo dan Inversi Lambda—Rho dan Tau Phi Data Seismik 3D (Studi Kasus di PT. Pertamina DOH JBB Cirebon) (Skripsi). UGM.
Whitcombe, D. N., Connolly, P. A., Reagan, R. L., & Redshaw, T. C. (2002). Extended elastic impedance for fluid and lithology prediction. Geophysics, 67(1), 63–67.