Abstrak -- Gas Biogenik merupakan gas yang relatif dangkal terbentuk  pada  ekosistem  lautan  yang  dangkal.  Telah banyak ditemukan hidrokarbon dengan jenis gas biogenik di Indonesia, salah  satunya  adalah  di  Lapangan  “TG”.  Oleh  karena  itu, dibutuhkan  karakterisasi  reservoir  pada  lapangan  ini  untuk memvalidasi keterdapatan hidrokarbon  dan  mengetahui karakteristik fisik reservoir dari lapangan tersebut. Metode yang digunakan  adalah  metode  inversi  seismik model  based dengan parameter hard constraint untuk mengetahui properti fisik dari reservoir  Lapangan  “TG”.  Parameter  impedansi  hasil  dari inversi  seismik  kemudian  di  korelasikan  dengan  porositas sehingga  mendapatkan  hubungan  persaman  dari  kedua parameter  tersebut.  Aplikasi  dari  persamaan  terebut  adalah penampang  porositas  pada  daerah  yang  menjadi  ketertarikan studi ( interest ) dan memiliki indikasi keterdapatan gas biogenik. Didapatkan  bahwa  Impedansi  Akustik  tinggi  yang  menjadi daerah interest merupakan  reservoir  karbonat  dengan  IA bernilai 4800-5300 (m/s)*(g/cc).
Kata Kunci : Gas Biogenik, Inversi Impedansi Akustik, Porositas

## I. PENDAHULUAN
OTENSI  gas  biogenik  di  Indonesia  yang  cukup  besar dan  menjanjikan  memberikan  salah  satu  solusi  sebagai pengganti energi konvensional. Penelitian yang dilakukan  oleh  Puslitbang  Geologi  Kelautan  menunjukkan indikasi  keterdapatan  gas  biogenik  di  sepanjang  pantai  utara Jawa  pada  tahun  2008.  Pemetaan  ini  menghasilkan  potensi sumber  gas  biogenik  pada  sedimen  Holosen  dengan menggunakan  seismik  pantul  dangkal.  Sama  halnya  dengan reservoir  yang  ditinjau  pada  Lapangan  “TG”.  Lokasi  studi pada  penelitian  ini  adalah  di  Lapangan  “TG”  berada  di perairan  utara  Jawa  tepatnya  di  Cekungan  Jawa  Timur  Utara. Reservoir  pada  Lapangan  “TG”  diperkirakan  berada  pada umur Pliosen-Plistosen, sehingga dibutuhkan metode interpretasi  seismik  untuk  mengetahui  karakter  fisik  dari reservoir ini.
Tujuan  dari  metode  studi  ini  adalah  untuk  mengekstrak informasi  fisik  reservoir  yang  terdapat  pada  data  seismik secara  maksimal.  Salah  satu  metode  analisis  ini  dapat dicapai dengan  menggunakan  inversi  dari  data  seismik  serta dekomposisi spektral. Tujuan dari studi ini adalah
menganalisis  atribut  inversi  seismik  impedansi  akustik  (IA) dan  dekomposisi  spektral  berbasis  metode  Continuous Wavelet  Transform  dapat  memberikan  karakter  fisik  pada reservoir gas biogenik di Lapangan “TG”.

## II. TINJAUAN  PUSTAKA

## A. Diagenesa Reservoir Lapangan“TG”
Gas  biogenik  di  Lapangan  “TG”  memiliki  peran  bakteri Globigerina dalam  pembentukannya.  Seperti  yang  diketahui, karena  berumur  Pliosen-Pleistosen  maka  formasi  ini  memiliki kedalaman  yang  relatif  dangkal  dan  masih  masuk  ke  dalam zona  neritik.  Padahal, Globigerina sendiri  merupakan  foram laut  dalam  sehingga  awal  mula  bakteri ini adalah pada bagian timur  dari embayment yang  disebutkan  di  atas.  Dengan pengetahuan  paleo-oseanografi  dapat  diketahui  bahwa sepanjang  umur  Pliosen,  terdapat  pola arus ke arah barat dari Kangean  menuju  Cepu  pada embayment tersebut.  Kemudian terjadi  upwelling  currents  yang  membawa  foram Globigerina di  wilayah  laut  dalam  (abyssal)  naik  ke  wilayah  yang  lebih dangkal  (neritik).  Tempat  tersebut  kemudian  mengalami deposisi dan reworking yang disebabkan karena badai. Hal ini dibuktikan  dari  hasil coring yang dilakukan oleh Santos pada Lapangan  “TG”  memiliki  pola  seperti  tunjaman  dan permukaan  yang  tererosi  yang  menunjukkan  bahwa  hal tersebut  adalah  hasil  dari  reworking  pada  wilayah  neritik. Pembentukan  dari  gas  biogenik  ini  berdasarkan pembentukan hidrokarbon yang disebabkan oleh makhluk hidup (biogenik). [1]

## B. Inversi Model Based
Metode  inversi model  based merupakan  metode  inversi yang menggunakan prinsip konvolusi dari tras seismik. Inversi ini  membutuhkan  model  awal  untuk  mendapatkan  data seismogram  sintetik  sebagai  bagian  dari  algoritmanya.  Tras seismik,  wavelet,  dan  noise  tidak  beraturan  dan  tidak berkorelasi  dengan  sinyal.  Metode  inversi  ini  memecahkan masalah  diatas  dengan  cara mencari reflektifitas secara iteratif dengan  membandingkan  perbedaan  antara  tras  seismik  yang sebenarnya dengan sintetik seismogram yang didapatkan pada model  awal  dengan  beberapa  batasan  dan  kompensasi  yang

## Karakterisasi  Resevoir  Gas Biogenik Pada Lapangan  “TG” dengan  Menggunakan  Atribut Inversi  Impedansi  Akustik  (IA)
Natassa Adi Putri 1 , Dr. Dwa Desa Warnana 1 , Dr. Priatin Hadi Wijaya 2
1 Jurusan Teknik Geofisika,  Fakultas Teknik Sipil,  Institut  Teknologi  Sepuluh Nopember (ITS)
2 Puslitbang Geologi  Kelautan, Bandung Jl. Arief Rahman Hakim, Surabaya 60111 Indonesia e-mail : dwa_desa@yahoo.co.uk
P
dapat  diatur  pada  model  awal.  Berikut  adalah  algoritma  yang digunakan dalam  inversi tersebut: 𝑟  = (𝑊 𝑇 𝑊 +  𝜆𝐼) −1 𝑊 𝑇 𝑇
(1)
Dengan  r=  reflektifitas  hasil  impedansi,  W=  fungsi  wavelet, λ=  faktor  prewhitening,  I=  matriks  identitas,  T=  tras  seismik.
[2]

## III. METODOLOGI

## Gambar 1 Diagram alir pada penelitian yang dilakukan
Gambar  1  menunjukkan  diagram  alir  proses  yang  dilakukan dalam  studi  ini.  Hal  yang  pertama dilakukan adalah persiapan data untuk melihat  kelengkapan data.
Penentuan  daerah interest dilakukan  dengan  melakukan analisis  log  secara  kualitatif.  Proses  ini  dinamakan  dengan Well Log Quick look dimana dilakukan deskripsi awal terhadap daerah interest dengan  mengidentifikasi  karakter  fisiknya. Dalam studi ini, reservoir yang menjadi target ad alah reservoir karbonat  dengan  rentang  kecepatan  adalah  4500-5500 (m/s)*(g/cc)  dengan  porositas  sangat  baik  yaitu  30%-40%. Parameter porositas drusidapatkan dari informasi geologi yang didapatkan dari instansi  terkait  sedangkan  parameter kecepatan  didapatkan  dari  referensi  mengenai  karbonat  Plio- Plistosen pda Lapangan “TG”.
Proses  awal  dari  inversi  seismik  adalah  melakukan pengikatan sumur pada data seismik. Terdapat dua sumur yang
diikatkan  yaitu  sumur  TG-1  dan  TG2-ST  pada  data  seismik TG3-9.  Inversi  dilakukan  dengan  analisis  kelayakan  inversi dimana  pada  tahap  ini  dilakukan  penentuan  model  awal  dari batas  yang  telah  ditentukan  kemudian  dihitung  errornya. Model  yang  digunakan  adalah  model  yang  memiliki  error yang  paling  kecil  dan  kemiripan  geologi  yang  paling  sesuai. Pada pembuatan peta porositas digunakan crossplot antara log porositas  (dihitung  dengan  menggunakan  log  densitas  yang dibatasi  pada  daerah interest )  dan  hasil  inversi  IA  dari seismik.  Proses  ini  dilakukan  untuk  mencari  hubungan antara parameter  keduanya untuk membuat penampang porositas.
Dari  keseluruhan  proses  yang  dilakukan,  hal  selanjutnya adalah  melakukan  interpretasi  reservoir  dengan  melakukan crossplot  antara  Porositas  –  Impedansi  P  dan  Impedansi  P  – Gamma Ray yang berasal dari data sumur untuk melihat posisi reservoir gas.

## IV. HASIL  DAN PEMBAHASAN
A. Analisis Top dan Bottom Reservoir
1) Data Log
Pada  daerah interest yang ditentukan pada kedalaman 884- 1036  meter,  kemudian  dilakukan  indikasi  reservoir  gas biogenik  dilihat  dari karakteris tik litologi yang didapatkan dari informasi  log  pada  gambar  4.1  ;  Log Gamma  ray , saturasi air dan  resistivitas.  Ketiga  kombinasi  log  tersebut  dapat menunjukkan kandungan hidrokarbon dalam hal ini adalah gas biogenik.  Pada  daerah  yang  dibatasi  oleh  kotak  merah,  log gamma  ray menunjukkan  nilai  yang  kecil  dengan  kisaran  30- 40  API  yang  menunjukkan  bahwa  litologi  tersebut  adalah limestone .  Selain  itu,  pada  daerah  tersebut  nilai  saturasi  air menurun  hampir  mencapai  0  menunjukkan  bahwa  tidak  ada kandungan air di dalam daerah tersebut. Kombinasi antara log neutron  dan densitas dapat digunakan pula untuk mende teksi keberadaan  gas.  Gambar  2  menunjukkan  log  neutron  dan densitas  pada  kolom  ke  6.  Pola  dari  kombinasi  antara  log porositas  dan  densitas  ini  memberikan pola crossover dimana keduanya  akan  saling  berbanding  terbalik.  Magnitudo  dari pola crossover ini  tergantung  secara  kualitatif  berhubungan dengan  kandungan gas yang terdapat dalam formasi. Semakin banyak  gas  yang  terdapat  dalam  suatu  formasi,  maka magnitude yang dihasilkan akan semakin lebar.
2) Data Seismik
Untuk  mengidentifikasi  daerah interest pada  data  seismik, tahap  yang  pertama  dilakukan  adalah  mencari  anomali  yang dapat  diindikasikan  sebagai  reservoir  gas  biogenik.  Gambar 3 merupakan  data  seismik  pada  lintasan  TG3-9.  Ditemukan beberapa  anomali  yang  berasosiasi  dengan  keberadaan reservoir  karbonat  dan  gas  biogenik.  Lingkaran  kuning menunjukkan  adanya Direct  Hydrocarbon  Indicator (DHI) berupa bright spot . DHI ini disebabkan karena kecepatan dari batuan  karbonat  yang  tinggi  berasosiasi  dengan  gas  yang memiliki  kecepatan  lebih  rendah  sehingga  koefisien  refleksi akan  menjadi  positif.  Kecepatan  gelombang  seismik  akan teradsorbsi pada lapisan gas sehingga menghasilkan akumulasi energi  seismik yang ditunjukkan dari tingginya amplitudo. Hal ini  kemudian  berasosiasi  dengan  refleksi  acak  ( chaotic ) yang berada di atas DHI. Anomali ini menunjukkan bahwa reservoir karbonat  bersifat  porous  dan  memiliki  nilai  impedansi  yang tinggi.  Sehingga,  gelombang  seismik  yang  melewati  lapisan tersebut  terekam  sangat  cepat  dan  memberikan  penampang yang acak (hampir  tidak ada refleksi).

## Gambar 3 Hasil Seismic Quick Look
Hal  berbeda  terjadi  pada lingkaran biru muda pada gambar 3  yang  memiliki  refleksi  acak  seperti  refleksi  yang  terdapat pada  lingkaran  hijau.  Anomali  ini  disebabkan karena efek gas dangkal  yang  terdapat  pada  reservoir.  Anomali bright spot menjadi  tempat  absorbsi  energi  gelombang yang cukup besar sehingga akan menurunkan energi awal gelombang seismik.

## B. Inversi Post-stack  Model Based

## 1) Seismic Well Tie
Dalam  tahap  ini  hal  yang  paling  penting  adalah  proses ekstraksi  wavelet.  Ekstraksi  dilakukan  dengan  menggunakan metode  dekonvolusi  pada  data  seismik  yang  dikenal  dengan metode  ekstraksi statistical .  Hal  ini  dilakukan  untuk meningkatkan  korelasi  yang  baik  antara  data  seismik  dengan data  sumur.  Selanjutnya  dilakukan  shifting  dan  stretching untuk  mencocokkan  antara  event  refleksi  seismik  dengan sintetik  seismogram  yang  didekati  dari  sumur.  Korelasi  yang didapatkan  dari  sumur  TG-1  adalah  0.763  dan  sumur  TG-2ST adalah 0.753.

## 2) Hasil Inversi dan Quality Control

## Gambar 4 Hasil Inversi Impedansi
Pada  gambar  4  dapat  dilihat  pada  lingkaran  berwarna kuning  dan  hitam.  Lingkaran kuning diinterpretasikan sebagai batas  atas  dari  reservoir  karbonat  dengan  nilai  impedansi sebesar  5300-4700  ((m/s)*(g/cc)).  Sedangkan  pada  lingkaran hitam  diinterpretasikan  sebagai  batas  bawah  dari  reservoir karbonat dengan nilai impedansi sebesar 4500-5000
((m/s)*(g/cc)).  Kemudian  pada  tanda  panah  di  antara  kedua lingkaran  tersebut  terdapat  nilai  impedansi  yang lebih rendah dengan  nilai  sekitar  3500-3800  ((m/s)*(g/cc))  ditunjukkan dengan  warna  kuning  sampai  oranye.  Hal  ini  dapat diinterpretasikan  sebagai  kandungan  gas  dimana  saat gelombang  seismik  melewati  reservoir  gas  maka  akan  terjadi penyerapan  energi  sehingga  kecepatan  gelombang  akan melambat.  Impedansi  akustik  merupakan  fungsi  dari  densitas dan  kecepatan.  Dari  kedua  fungsi  tersebut  kecepatan  lebih banyak  mempengaruhi  perubahan  dari  impedansi dikarenakan nilai  densitas antar batuan yang tidak jauh berbeda. Sedangkan nilai  impedansi  memiliki  jarak  yang  jauh  untuk  tiap  satu jenis batuannya.  Oleh  karena  itu,  dapat  diinterpretasikan  bahwa tanda  panah  pada  gambar  4.3  dapat diinterpretasikan sebagai kandungan hidrokarbon.
3) Pembuatan Penampang Porositas
Setelah  proses  korelasi  dan  interpretasi  pada  penampang impedansi  dilakukan,  proses  selanjutnya  adalah  menentukan crossplot antara  impedansi  hasil  inversi  dengan  hasil transformasi log porositas dengan pendekatan log densitas dan resistivitas.
Dengan persamaan:
𝑦 =   −0.000123705𝑥 + 0.944 (4)
Dari  persamaan  (4)  kemudian  dimasukkan  ke  dalam  kalkulasi penampang  AI  yang  telah  diinversi  menggunakan  fasilitas pada  perangkat  1,  sehingga  didapatkan penampang porositas sebagai berikut:
Gambar  5  menampilkan  nilai  persebaran  porositas  yang didapatkan dari persamaan 4 dan didapatkan beberapa anomali yang  ditunjukkan  dengan  tanda  panah.  Pada  tanda  panah menunjukkan  nilai  porositas  yang  cukup  tinggi  di  daerah antara batas atas dan batas bawah yang d iinterpretasikan. Hal ini  berasosiasi  dengan  kandungan  gas  yang  terdapat  pada reservoir  tersebut  sehingga  keberadaan  hidrokarbon  pada reservoir ini semakin terbukti. Nilai  porositas  yang ditampilkan  pada penampang tersebut adalah 0.37-0.50.

## C. Analisis Crossplot
1) Crossplot Gamma  Ray dan Impedansi
Berikut  adalah  analisis  dari crossplot diantara  dua  variabel tersebut.
Gambar 6 Crossplot antara Impedansi P dan Gamma ray pada sumur T G-1
Pada  reservoir  karbonat,  nilai  impedansi  memiliki  kissran yang  cukup  tinggi  dan  pada  reservoir  Lapangan  “TG”, diketahui  nilai  rata-rata  dari  reservoir  ini  adalah  4800 ((m/s)*(g/cc)). Selain itu reservoir ini memiliki nilai impedansi  yang  relatif  kecil  yaitu  antara  30-40  API.  Oleh karena  itu,  nilai  tersebut  dijadikan  batas  ( cutoff )  dalam penentuan  daerah  reservoir  di  sumur  TG-1.  Pada  Gambar  8 terdapat  poligon  berwarna  kuning  yang  diinterpretasikan sebagai daerah reservoir dari nilai  batas yang didapatkan.
2) Crossplot Impedansi P dan Porositas Sumur
Berikut  adalah crossplot antara kedua variabel tersebut.
Gambar 7 Crossplot antara Impedansi P dan Porositas Sumur T G-1
Gambar  9  menunjukkan  hubungan  antara  impedansi sumur  dan  porositas.  Terlihat  pada  gambar  tersebut  bahwa
nilai  porositas  dan  nilai  impedansi  akustik  saling  berbanding terbalik. Hal ini dapat dijadikan dasar untuk penentuan daerah reservoir.  karakter  dari reservoir yang diinterpretasikan adalah batuan  karbonat  yang  memiliki  nilai  impedansi  P  yang tinggi. Pada analisis tuning thick ness diatas, nilai kecepatan rata-rata reservoir  adalah  4800  ((m/s)*(g/cc)),  sedangkan  dalam penentuan  porositas  reservoir digunakan cutoff sebesar 30%- 40%  dan  memilki  nilai Gamma  ray yang  rendah  yaitu  30-40 API.

## V. KESIMPULAN
Dari  studi ini kesimpulan  yang dapat diambil adalah: 1. Proses  karakterisasi  reservoir  pada  gas  biogenik  dengan kasus  litologi  karbonat  membutuhkan  data  yang  lengkap dan  baik  untuk  mengurangi  ketidakpastian  dikarenakan karakter  fisik  dari  karbonat  tersaturasi  gas  yang  begitu kompleks..
2. Impedansi yang tinggi dari karbonat  memberikan keuntungan  pada  karakterisasi  dengan  menggunakan inversi impedansi akustik.
3. Proses  ekstraksi  karakter  fisik  data  seismik  dapat membuktikan  bahwa  reservoir  gas  biogenik  dapat diidentifikasikan  dengan  nilai  impedansi  sebesar  4800- 5300  (m/s)*(g/cc)  dengan  nilai porositas yang sangat baik dengan  nilai  0.37-  0.50  berada  pada  kedalaman 920 – 1050 m.

## UCAPAN  TERIMA  KASIH
Penulis ingin mengucapkan terima kasih kepada instansi Pusat Penelitian dan Pengembangan Geologi Kelautan atas data dan bimbingan  yang  telah  diberikan  dalam  pelaksanaan penelitian ini.

## DAFTAR  PUSTAKA
[1] Satyana, A. (2006, Maret Senin, 27). iagi-net . Retrieved Mei Selasa,
2016, from iagi.or.id: iagi.or.id
[2] Russell, H. a. (1999). Theory of Strata Program. Houstoun: CGGveritas.