Abstrak — Karakterisasi  reservoir  di  lapangan  “Y”  telah dilakukan  dengan  inversi  seismik  impedansi  akustik.  Metode inversi  impedansi  akustik  dilakukan  untuk  memprediksi informasi sifat fisis bumi berdasarkan informasi rekaman seismik yang diperoleh. Pada penelitian ini digunakan empat buah sumur dan  delapan  buah  lintasan  seismik  yang  terletak  pada  area penelitian.  Metode  seismik  inversi  menghasilkan  peta  distribusi nilai  impedansi  akustik  sedangkan  ekstraksi  atribut  seismik menghasilkan peta distribusi nilai amplitudo. Model inisial dibuat sebanyak  tiga  buah  sesuai  dengan  klasifikasi  rentang  nilai distribusi impedansi pada masing-masing sumur. Kombinasi peta sebaran  densitas  dan  porositas  menunjukkan  area  prospektif yang  terletak  di  sebelah  timur  channel,  dengan  porositas  yang relatif  lebih  tinggi.  Dari  hasil  analisa  crossplot  menunjukkan bahwa  penggunaan  atribut  impedansi  akustik  pada  studi  ini belum mampu memisahkan litologipada area penelitian.
Kata Kunci — impedansi akustik, inversi, amplitudo, porositas, densitas

## I. PENDAHULUAN
ERANAN  metode  geofisika  dalam  industri  migas  sangat penting terutama untuk melihat kondisi bawah permukaan. Metoda geofisika merupakan metoda yang menggunakan sifat fisis  batuan  guna  menggambarkan  kondisi  bawah  permukaan secara  vertikal  dan  lateral.  Dalam  eksplorasi  minyak  dan  gas bumi, metoda seismik refleksi merupakan metoda yang efektif dalam menggambarkan kondisi bawah permukaan.
Untuk  menghasilkan  interpretasi  bawah  permukaan  yang lebih  akurat,  maka  perlu  untuk  mengintegrasikan  antara  data seismik dan data log sumur. Salah satu metode yang digunakan dalam integrasi data seismik dan data log sumur adalah metode inversi seismik impedansi akustik.
Dengan  menggunakan  inversi  seismik  impedansi  akustik, dapat  diketahui  informasi  sifat  fisis  batuan  reservoir  secara langsung dari data seimik yang dikontrol oleh data log sumur. Metoda  ini  dapat  memberikan  hasil  penampakan  geologi bawah  permukaan  sehingga  dapat  mengidentifikasikan karakter serta distribusi sebaran reservoir pada daerah target.
Lapangan  “Y”  ditemukan  pada  tahun  1972  di  pesisir Kalimantan  timur  (Borneo),  sekitar  35  kilometer  timur  laut dari ibukota provinsi Samarinda. Minyak dan gas ditemukan di banyak  lapisan  batupasir  delta  dari  Miosen  tengah  sampai Pliosen,  antara  4500  dan  11.000  ft.  Secara  geologi,  lapangan
“Y”  merupakan bagian dari delta  Mahakam,  yang merupakan lapisan  dari  sedimen  klastik  Tersier  atas  setebal  20.000  ft (6.096  m)  yang  terdeposisi  di  cekungan  Kutai  [1].  Delta Mahakam  merupakan  daerah  yang  memiliki  kandungan hidrokarbon  yang  sangat  besar  mencapai  lebih  dari  5  milliar barrel (Moss, et.al.,1997) yang merupakan akumulasi batupasir dari fasies deltaic bar dan channel [2].
Impedansi  akustik  (IA)  merupakan  parameter  fisis  yang didefinisikan  sebagai  perkalian  antara  nilai  kecepatan gelombang  seismik  dengan  densitas  batuan.  IA  merupakan sifat fisis batuan yang nilainya dipengaruhi oleh jenis litologi, porositas,  kandungan  fluida,  kedalaman,  tekanan  dan temperatur.  Maka  dari  itu  IA  dapat  digunakan  sebagai indikator jenis litologi,  nilai porositas, jenis hidrokarbon, dan pemetaan litologi dari suatu zona reservoir.
(Persamaan 1)
dimana: IA  = Impendansi Akustik  = densitas (g/cc) V = kecepatan (m/s)
Kecepatan  memiliki  peran  yang  lebih  dominan  dalam mengontrol  harga  IA  karena  perubahan  kecepatan  lebih signifikan dari pada perubahan densitas secara lateral maupun vertikal.  Porositas  atau  fluida  pengisi  pori  batuan  lebih mempengaruhi  harga  kecepatan  daripada  densitas.  Batuan yang  keras  dan  sukar  dimampatkan,  misalnya  batu  gamping, mempunyai nilai IA yang tinggi, sedangkan batuan yang lunak misalnya  batulempung  yang  lebih  mudah  dimampatkan, mempunyai nilai IA yang rendah. Secara sederhana parameter kecepatan memiliki skala nilai yang jauh lebih besar dari skala pada  densitas  batuan  sehingga  secara  matematis  kecepatan akan  sangat  mempengaruhi  nilai  IA.  IA  dapat  dianalogikan berbanding  lurus  terhadap  kekerasan  batuan  dan  berbanding terbalik dengan porositas [3].
Seismik  inversi  adalah  suatu  teknik  pembuatan  model geologi bawah permukaan, dengan menggunakan data seismik sebagai input dan  data  sumur  sebagai  kontrol  [4].  Secara umum  metoda  seismik  inversi  adalah  suatu  proses  untuk mengubah  data  seismik  yang  berupa  kumpulan  nilai-nilai amplitudo  ke  dalam  kumpulan  nilai  impedansi.  Proses  utama yang  dilakukan  dalam  metoda  ini  adalah  dekonvolusi  yang

## Aplikasi Inversi Seismik untuk Karakterisasi Reservoir lapangan “Y”, Cekungan Kutai, Kalimantan Timur
Satya Hermansyah Putri dan Bagus Jaya Santosa Jurusan Fisika, FMIPA, Institut Teknologi Sepuluh Nopember (ITS) Jl. Arief Rahman Hakim, Surabaya 60111 Indonesia
e-mail : bjs@physics.its.ac.id
P
Tabel 1. Ketersediaan Data sumur Nama Sumur Sonic Densitas Gamma ray Porositas Resistivitas SP Y-01     - - Y-02     - - Y-03     - - Y-04     - -
mengubah trace seismik  menjadi  reflektifitas.  Model  geologi yang  dihasilkan  dari  hasil  inversi  adalah  model  impedansi antara lain, AI, SI, dan EI yang merupakan parameter fisis dari suatu lapisan batuan.
Metoda  seismik  inversi  terbagi  menjadi  dua  berdasarkan proses stack data  seismiknya,  yaitu  inversi pre-stack dan inversi post-stack .  Inversi pre-stack dapat  digunakan  untuk melihat  pengaruh  fluida  yang  dapat  memberikan  efek perubahan  amplitudo  terhadap offset .  Pada  dasarnya  inversi seismik merupakan proses untuk mengubah data seismik yang berupa  kumpulan  nilai  amplitudo  ke  dalam  kumpulan  nilai impedansi akustik. Perbedaan antara data seismik dengan data impedansi akustik adalah bahwa data seismik hanya “melihat” pola  perlapisan  bumi  sedangkan  data  impedansi  akustik melihat  sifat  fisik  dalam  lapisan  itu  sendiri.  Oleh  karena  itu, tampilan impedansi akustik akan mendekati nilai riil dan lebih mudah dipahami.
Seismik  inversi  AI  menjadi  metode  standar  yang dikerjakan oleh geofisikawan karena mampu mendeskripsikan sifat  fisik dari tiap lapisan batuan secara lebih detail. Dengan kata  lain,  inversi  seismik  merupakan  pemodelan  kebelakang ( backward modelling ), dimana input -nya  merupakan rekaman seismik  yang  dimodelkan  inversi  ke  dalam  penampang  AI. Berdasarkan  macam  data,  metode  seismik  inversi  dibagi menjadi  dua,  yaitu  inversi  pada  data  seismik  yang  telah  di- stack ( post-stack inversion ) dan inversi pada data yang belum di- stack ( pre-stack inversion ) [5].

## II. METODOLOGI

## A. Data
Data  seismik  yang  digunakan  merupakan  data  seismik  2D post-stack  time  migration (PSTM)  dengan  jumlah line sebanyak  8  buah, sampling  rate 4  ms,  dan  polaritas  normal. Pada  penelitian  ini  diasumsikan  bahwa  data  seismik  yang digunakan  merupakan  data  yang  telah  melalui  tahapan processing yang benar dan memiliki preserved amplitude pada seluruh line .
Sedangkan sumur yang digunakan dalam penelitian ini yaitu sebanyak 4 sumur. Data sumur telah dilengkapi dengan marker yang  diinterpretasi  oleh  peneliti  sebelumnya.  Sumur  dipilih berdasarkan kelengkapan data log, marker , dan terutama yang berpotongan dengan data seismik.
B. Pengolahan Data
Penelitian ini dilakukan dengan beberapa perangkat lunak yaitu:
1. Hampson Russel CE8/RI
- Modul  eLog  :  digunakan  untuk loading data  sumur, editing log, dan pembuatan trace sintetik. - Modul STRATA : digunakan untuk loading data seismik dan proses inversi.
2. Petrel
- Digunakan untuk interpretasi horizon
- Digunakan untuk visualisasi map .
Gambar. 1.  Diagram Alir Penelitian

## III. ANALISA DATA DAN PEMBAHASAN

## A. Analisa Fisika Batuan
Untuk  mengetahui  karakteristik  zona  reservoir  yang  ingin diintegerasikan  dengan  peta  RMS  amplitudo,  terlebih  dahulu dilakukan  analisa  fisika  batuan  menggunakan  data  sumur. Tahap ini dilakukan guna mengetahui korelasi nilai impedansi akustik  zona  reservoir  terhadap  parameter  lainnya  seperti gamma ray, porositas, ataupun densitas.

## (a)
(b)
Gambar 2. Crossplot P-Impedansi dengan porositas pada zona target pada sumur Y-02 dan (b) posisi hasil crossplot pada log
Berdasarkan  hasil crossplot impedansi  akustik  dengan porositas  yang  ditunjukkan  pada  gambar  2  (a)  dan  posisinya pada  log  oleh  gambar  2  (b)  terlihat  bahwa  korelasi  antara impedansi akustik, gamma  ray, dan porositas memperlihatkan bahwa zona reservoir berada pada daerah yang memiliki nilai impedansi  akustik  yang  sedang  antara  22.000-29.000 (g/cc)*(m/s)  yang  ditunjukkan  oleh  zona  berwarna  kuning.
Pada  zona  ini  nilai  impedansi  akustik  yang  rendah mengindikasikan  nilai  gamma  ray  yang  relatif  rendah  pula yaitu di bawah 72 API, dan nilai prorositas yang tinggi. Zona berwarna  hijau  dianalisis  sebagai  batulempung,  sedangkan zona hitam menunjukkan zona batubara/ coal.

## (a)
(b)
Gambar 3. (a) Crossplot P-Impedansi dengan densitas pada zona target pada sumur Y-02 dan (b) posisi hasil crossplot pada log.
Sedangkan  berdasarkan  hasil crossplot impedansi  akustik dengan  densitas  yang  ditunjukkan  pada  gambar  3  (a)  dan posisinya pada log oleh gambar 3 (b) terlihat bahwa hubungan antara  nilai  impedansi  akustik  dan  densitas  hanya  dapat memisahkan zona batubara yaitu yang mempunyai nilai cut-off densitas  dibawah  1.8  g/cc,  sedangkan  batulempung  dan batupasir  tidak  dapat  dipisahkan.  Maka  dapat  dilihat  bahwa pada  area  studi,  batubara  memiliki  nilai  impedansi  di  bawah 15.000  (g/cc)*(m/s)  yang  ditunjukkan  oleh  zona  berwarna hitam.  Dapat  dilihat  pula  posisi batubara  terhadap kedalaman pada  log  dan  terlihat  juga  hasil cross-section zona  batupasir dan batulempung yang bercampur (tidak terpisahkan).

## B. Analisa Inversi Seismik

## 1) Pembahasan Impedansi Akustik
Densitas dan kecepatan merupakan parameter penting dalam pembentukan  nilai  impedansi  akustik.  Perubahan  yang  besar pada  nilai  kecepatan  dan  densitas  antar  lapisan  akan mempengaruhi  nilai  kofisien  refleksi.  Amplitudo  pada trace seismik  menunjukkan  nilai  koefisien  refleksi  pada  batas lapisan  karena trace seismik  merupakan  konvolusi  antara koefisien refleksi dan wavelet . Perbedaan nilai amplitudo pada trace seismik  menunjukkan  besarnya  perbedaan  nilai impedansi  akustik  yang  dapat  diturunkan  menjadi  perbedaan kecepatan dan densitas tiap lapisan.
Hasil  inversi  seismik  dilihat  dari  distribusi  nilai  impedansi akustik  (AI)  pada  penampang  seismik  (gambar  4).    Karakter reservoir  yang  ingin  diketahui  dapat  dilihat  dari  nilai impedansi akustik penampang seismik tersebut.

## Gambar 4. Hasil inversi model based seismik line 4
Penampang  seismik line 4  yang  ditunjukkan  gambar  4 memiliki  nilai  impedansi  akustik  22.000-29.000 (gr/cc)*(m/s) ditunjukkan  dengan  warna  kuning  dan  ditandai  oleh ellips yang  menunjukkan  zona  reservoir  yang  akan  dikarakterisasi dan  diintegerasi  dengan  nilai  porositas/densitas  dan  nilai amplitudonya. Reservoir terletak pada kedalaman sekitar 2050 ms dan diantara horizon B dan C.

## 2) Pembahasan Porositas dan Densitas
Berdasarkan  hasil crossplot antara porositas/densitas dan P- impedansi pada gambar 4, telah diperoleh hubungan impedansi akustik  dengan  porositas/densitas.  Dari  hubungan  tersebut, diperoleh penampang porositas dan densitas yang ditunjukkan pada gambar 5 dan gambar 6.
Hasil analisa  porositas dari data  log menjukan bahwa zona reservoir  berada  pada  nilai  porositas  0.25-0.28.  Pada penampang seismik 4 gambar 5.3 daerah yang memiliki range tersebut  ditandai  oleh  warna  kuning  dan ellips guna menujukkan  zona  reservoir  yang  akan  dikarakterisasi. Sedangkan analisa densitas dari data log menunjukkan bahwa zona  reservoir  berada  pada  nilai  densitas  2.17-2.2.  Pada penampang seismik 4 gambar 5.4 daerah yang memiliki range tersebut  ditandai  oleh  warna  kuning  hingga  merah  dan ellips guna  menujukkan  zona  reservoir  yang  akan  dikarakterisasi. Hasil menunjukkan bahwa zona reservoir berada diantara zona horizon B dan zona horizon C.

## Gambar 6. Penampang densitas seismik line 4

## C. Analisa Atribut RMS Amplitudo Seismik
Pada  peta  atribut  RMS  amplitudo  dengan window 5  ms  di atas  dan  5  ms  di  bawah  horizon  B,  terdapat  beberapa  daerah yang memiliki nilai amplitudo RMS paling tinggi ditunjukkan oleh  daerah  yang  berwarna  ungu  pada  gambar  4.  Dari  peta tersebut  dapat  dilihat  dengan  baik  distribusi  reservoir.  Peta persebaran  impedansi  akustik  yang  ditunjukkan  pada  gambar 5.6 menunjukkan bahwa nilai impedansi akustik yang menjadi target  pada  penelitian ini adalah nilai impedansi akustik yang cukup  rendah  yang  ditunjukkan  oleh  daerah  dengan  warna ungu yang bernilai 25.000-27.000 (g/cc)*(m/s).
Gambar 7 Peta interpretasi distribusi batupasir pada kontur peta struktur waktu. (a.) Peta distribusi nilai P-impedansi, (b.) Peta distribusi nilai porositas, (c.) Peta distribusi nilai densitas.
Dari hasil interpretasi peta distribusi nilai P-impedansi dapat dilihat bahwa terdapat area dengan nilai impedansi tinggi dan area dengan nilai impedansi rendah. Untuk mengetahui litologi sebaran  batuan  pada  area  penelitian  tersebut  maka  dilakukan crossplot antara P-impedansi dengan porositas dan densitas. Dari hasil crossplot antara log P-impedansi dan log densitas, dapat  dipisahkan coal yaitu  dengan  nilai cut-off densitas dibawah 1.8 gr/cc dan dengan nilai impedansi dibawah 15.000
(g/cc)*(m/s).  Tetapi dari hubungan P-impedansi dan densitas tidak dapat memisahkan antara batupasir dan batulempung.
Berdasarkan  peta  sebaran  P-impedansi,  porositas  dan densitas pada gambar 7 di atas terlihat bahwa sebaran batubara dengan  densitas  di  bawah  1.8  gr/cc  tidak  terdistribusi  di sepanjang  zona  B.  Hal  ini ditunjukkan dengan besaran range untuk  densitas  berkisar  antara  2.16-2.29.  Namun  dengan begitu,  pemisahan  antara  batupasir  dan  batulempung  pun masih belum dapat ditentukan dengan jelas.
Maka  dari  itu  dilakukan crossplot antara  log  P-impedansi dan  porositas,  Dapat  dilihat  bahwa  untuk  nilai  porositas dibawah  0.15,  nilai  impedansi  antara  batupasir  dan batulempung  tidak  dapat  dipisahkan.  Sedangkan  untuk  nilai porositas tinggi yaitu 0.17-0.4 dengan nilai impedansi akustik relatif  rendah  dan  nilai  gamma  ray  yang  relatif  rendah  pula yaitu dibawah 72 API, dapat menunjukkan area batupasir yang lebih  prospektif.  Berdasarkan crossplot tersebut,  penulis melakukan  transformasi  dengan  menggunakan  persamaan regresi antara P-impedansi dengan trend batupasir saja. Hal ini dilakukan  untuk  memprediksi  sebaran  porositas  batupasir secara lateral.
Dengan  mengkombinasikan  peta  sebaran  densitas  dan porositas  maka  dapat  ditunjukkan  pada  peta  daerah  yang prospektif dengan porositas yang relatif tinggi di bagian timur dari  daerah  garis  hitam  putus-putus  yang  diinterpretasikan sebagai channel . Channel menunjukkan porositas yang relatif lebih  rendah  dibandingkan  sekitarnya  namun  memiliki  posisi struktur  yang  lebih  baik  karena  berlokasi  di  puncak  antiklin. Namun  apabila  bergeser  ke  arah  timur,  akan  didapatkan batupasir  dengan  porositas  lebih  tinggi  walaupun  secara struktur sudah berada di downflank .

## IV. KESIMPULAN DAN SARAN

## A. Kesimpulan
1. Penggunaan  atribut  impedansi  akustik  pada  studi  ini belum  mampu  memisahkan  litologi  pada  area penelitian,  namun  metoda  ini  mampu  memetakan distribusi batupasir berdasarkan properti porositasnya.
2. Reservoir  target  dari  studi  ini  terletak  di  antara  zona horizon  B  dan  horizon  C  dengan  nilai  impedansi akustik  rendah  hingga  sedang  yaitu  25.00-27.000 (gr/cc)*(m/s),  porositas  tinggi  yaitu  0.25-0.28,  dan densitas rendah yaitu 2.16-2.29 gr/cc.
3. Integrasi  peta  sebaran  densitas  dan  porositas menunjukkan  area  prospektif  dengan  nilai  porositas lebih  tinggi  berada  disebelah  timur channel, walaupun secara struktur berada di daerah downflank.
4. Channel menunjukkan  daerah  dengan  nilai  porositas yang  lebih  rendah  namun  memiliki  struktur  lebih  baik yaitu di puncak antiklin.

## B. Saran
1. Sebaiknya tersedia data seismik 3D guna mengakarakterisasi channel reservoir  dengan  lebih baik.
2. Sebaiknya  terdapat  data  tambahan  seperti  log S-wave dan  data  seismik pre-stack agar  dapat  memisahkan
b . a.
c.
antara  batupasir  dan  batulempung  meggunakan  teknik inversi lainnya.

## UCAPAN TERIMA KASIH
Penulis  mengucapkan terima  kasih kepada Bapak Prof. Dr. Bagus Jaya Santosa, S.U. selaku pembimbing tugas akhir dan VICO  Indonesia  yang  telah  fasilitas  kepada  penulis  selama pengerjaan  tugas  akhir,  serta  semua  pihak  yang  telah membantu dalam penyelesaian penelitian ini.

## DAFTAR PUSTAKA
[1] J. W. Gwinn, H.M Helmig, L. Witoelar Kartaadipoetra, 1974. Geology of the Badak Field, East Kalimantan, Indonesia . 3 rd Annual Convention Proceedings: 311-331.
[2] Moss, S. J., J. Chambers, I. Cloke, A. Carter, D. Satria, J. R. Ali, and S. Baker,  1997, New  observations  on  the  sedimentary  and  tectonic evolution  of  the  Tertiary  Kutai  Basin,  east  Kalimantan , dalam  A. Fraser,  S.  Matthews,  and  R.  W.  Murphy,  eds.,  Petroleum  geology  of southeast Asia: Geological Society of London, Special Publication 106, p. 395-417.
[3] Sukmono,  S.,  1999a. Interpretasi  Seismik  refleksi .  Bandung:  Teknik Geofisika, Institut Teknologi Bandung.
[4] Sukmono,  2009b. Advance  Seismic  Atribut  Analysis. Bandung: Laboratorium Geofisika Reservoir, Institut Teknologi Bandung.
[5] Sukmono,  S.,  2001c. Seismik  Atribut  untuk  Karakterisasi  Reservoir . Bandung: Teknik Geofisika, Institut Teknologi Bandung.