Syntax Literate : Jurnal Ilmiah Indonesia – ISSN : 2541-0849 e-ISSN : 2548-1398 Vol. 2, No 3 Maret 2017
KARAKTERISTIK RESERVOAR BERDASARKAN IMPEDANSI  AKUSTIK DAN  ANALISA  PETROFISIKA  PADA  LAPANGAN  “IAD”  CEKUNGAN SUMATRA SELATAN
Isnani Agriandita 1 , Sismanto 2
1 Akademi  Minyak  dan  Gas  Balongan,  Indramayu 2 Universitas  Gadjah  Mada, Yogyakarta Email : isnaniee@gmail.com

## Abstrak
Kebutuhan peningkatan efisiensi eksplorasi minyak bumi menuntut para peneliti untuk  menemukan  metode  yang  lebih  mutakhir.  Oleh  karena  itu  penelitian ini mengintegrasikan beberapa cara untuk mendapatkan metode yang lebih efisien. Inversi  impedansi  akustik  (AI)  berdasarkan  model  awal  dan  petrofisik digunakan  untuk  karakterisasi  reservoar.  Sedangkan  petrofisika  digunakan untuk  analisa  sifat  formasi  pada  lapangan  “IAD”  cekungan  Sumatera  Selatan dengan formasi  Baturaja  Ekivalen  (BRF  EQV)  dan Upper  Basement (TBT) sebagai batasan  area  penelitian.  Metode  petrofisika  yang  dilakukan  yaitu dengan  analisa  data  sumur  (cross-section  dan  crossplot)  dan  perhitungan porositas  serta  permeabilitas.  Hasil  inversi  impedansi  akustik  (AI)  dan perhitungan petrofisika  yang  telah  diintegrasikan,  menunjukkan  karakterisasi reservoar  area  penelitian  berupa  batu  gamping  terumbu dengan  arah  sebaran Tenggara – Barat Laut, nilai AI sekitar (9800 – 12600) (gr/cc)(m/s)), porositas 16%  -  27%,  dan  permeabilitas  sekitar  (0,5  –  7)  mD.  Dari  hasil  tersebut  dapat diprediksi bahwa sumur pengeboran baru dapat dilakukan di area yang terletak pada domain waktu 1810,40 ms dalam peta struktur waktu suatu wilayah target.
Kata Kunci: Inversi impedansi akustik, Petrofisika, Porositas, Permeabilitas

## Pendahuluan
Krisis  penurunan    harga  minyak  bumi  yang  mencapai  USD  39,59  berbuah buruk  bagi  beberapa  perusahaan  minyak  dan  gas  bumi.  Guna  meminimalisir kerugian,  beberapa  perusahaan  memilih  untuk  melakukan  efisiensi  secara  besar- besaran. Adapun salah satu bentuk efiensi yang dimaksud adalah pemecatan ratusan, atau bahkan ribuah karyawan, guna mengurangi  angka kerugian. Menurut data yang penulis  sadur  dari  liputan6.com,  per  Januari  2016,  terjadi  pemecatan  tenaga  kerja hingga  250.000  karyawan  yang  terjadi  pada  beberapa  perusahaan  minyak  dan  gas bumi,  baik  lokal  maupun  asing.  Pemecatan  karyawan  sendiri  dilatar  belakangi  oleh keinginan perusahaan untuk menekan cost production dan meningkatkan keuntungan
setinggi  mungkin.  Jika  hal  ini  terus  dilakukan,  terlebih  dalam  kondisi  yang  masif, tidak  menutup  kemungkinan  banyak  pekerja  yang  akan  kehilangan  pekerjaannya. Dan  jika  hal  itu  terjadi  maka  pengangguran  di  Indonesia  mengalami  peningkatan yang mungkin tinggi.
Penanggulangan  masalah  tersebut  dapat  diatasi  dengan  mencari  beberapa metode yang tepat guna dan efisien. Oleh karena itu perlu dilakukan integrasi antara beberapa  metode  yang  telah  ada  agar  bisa  mendapatkan  hasil  maksimal  dengan menekan cost production .

## Metode Penelitian
Pada  penelitian  ini  digunakan  dua  tahap,  yakni  tahap  pengkondisian  dan tahap  pengolahan  data.  Tahap  pengkondisian  data  dilakukan  pada  data  pst  stak  3D dan data log sumur untuk menghilangkan noise (Gambar 1 dan 2).
Gambar 1 Data Seismik 3D Sebelum Pengkondisian
Sumber: Data Primer
Gambar 2 Data Seismik 3D Sesudah Pengkondisian
Sumber: Data Primer
Setelah  noise  pada  kedua  data  telah  direduksi,  maka  dilakukan  pengolahan data.  Tahap  awal  pengolahan  data  terbagi  ke  dalam  dua  tahapan,  yakni  pembuatan seismogram  sintetik  dan  penampakan  kurvatur.  Seismogram sintetik  dibuat  dengan mengkonvolusikan wavelet dengan koefisien refleksi yang didapatkan dari perkalian antara  log  densitas  sumur  dengan  log  sonik  sumur  pada masing-masing  lapisan. Ekstraksi walevat dilakukan secara statis yaitu dengan mengekstrak data walevat dari data seismik pada daerah target (1600 – 2300 m). Setelah didapatkan wavelet dengan frekuensi  yang  hampir  sama  dengan penampang  seismik  daerah  target  –  domain frekuensi  sebesar  25  HZ  –  dilakukan  pembuatan  seismogram  sintetik  yang  didapat dari  konvolusi  antara  wavelet  dengan  koefisien  refleksi  ( KR ).  Log  sonik  yang digunakan  adalah  log  sonik  yang  telah dilakukan  koreksi  dengan  data checkshot .
Setelah  seismogram  sintetik  didapatkan dilakukan  proses  pengikatan  data  sumur yang berdomain kedalaman dengan data seismik yang berdomain waktu ( well seismic tie ).  Proses  pengikatan  sumur  ini  dilakukan dengan  dua  cara  yaitu shifting dan stretching yang  tidak  melampaui  10  ms . Penampang  seismik  yang  sudah dilakukan well  seismic  tie dilakukan  interpretasi  sesar  dan  horizon  pada  daerah target  dengan picking horizon (Gambar 3).
Gambar 3 Interpretasi horizon daerah target (BRF EQV dan TBT) pada sumur W-I, W-a, dan W-D
Hasil  dari  interpretasi  tersebut  kemudian  digunakan  untuk  pembuatan  peta struktur  kedalaman  formasi  Baturaja  Ekivalen  (BRF  EQV)  dan Upper  Basement (TBT)  (Gambar  4  dan  5)  dan  pemodelan  sesar  yang  akan  dianalisa  sifat  sesarnya menggunakan perhitungan  SGR.  Selain  itu  peneliti  juga  melakukan  inversi impedensi akustik yang diwujudkan dengan membuat model impedensi akustik yang didapat dari perkalian log densitas dan log sonik dari masing-masing sumur. Model
based yang  telah dibangkitkan  kemudian  dianalisa  untuk  melihat  keakuratan  model dengan  data sumur  yang  ada. Model  based digunakan  di  dalam  penelitian  ini dikarenakan inverse  model  ini  memiliki  rata-rata  korelasi  dengan  error  terkecil. Parameter input yang  digunakan  adalah range inversion  pada time  windows dua formasi (BRF EQV dan TBT) dengan melebihkan time windows di atas top formasi (BRF EQV) -30 ms dan di bawah formasi (TBT) +30 ms. Hasil yang didapatkan dari proses inversi impedansi akustik adalah berupa penampang inversi impedansi akustik dan  peta  sebaran  impedansi  akustik  hasil  inversi  pada  dua  formasi  (BRF EQV  dan TBT).
Gambar 4 Peta Struktur Kedalaman formasi Baturaja Ekivalen (BRF EQV)
Gambar 5
Peta Struktur Kedalam Formasi Upper Basement
Data sumur sendiri adalah data yang diambil dari pengukuran fisis  yang ada di bawah permukaan bumi yang dilakukan dengan cara perekaman data pada dimensi kedalaman.  Pengolahan  data  yang  dilakukan,  digunakan  beberapa  jenis  data  log, seperti; Log Gamma Ray, Log Porositas, Log Densitas, Log Neutron, Log Sonik, dan Log  resistivitas.  Pada  penerapannya,  tiap-tiap  log  ini  memiliki  fungsi  yang bermacam-macam,  seperti  log  Gamma  Ray  yang  memiliki  fungsi  untuk  mengukur radiasi  sinar  gamma  di  lubang  bor  dari  beberapa  formasi,  log  porositas  berfungsi untuk mengetahui karakteristik pori batuan, log densitas mengukur densitas bulk dari suatu formasi. Pada pelaksanaannya, log densitas dapat digunakan untuk menentukan porositas suatu batuan. Adapun rumus yang dimaksud adalah:
(1)
Dengan ρb adalah densitas bulk, ρma merupakan densitas matriks, dan ρf merupakan densitas fluida (Asquith dkk, 2004).
Di  samping  log  Gamma  Ray,  Resistivitas,  dan  Densitas,  peneliti  juga merangkum beberapa pengertian log lain, seperti log Neutron yang digunakan untuk menentukan suatu indeks hidrogen di dalam suatu formasi (Sroor, 2010), Log Sonik yang  digunakan  untuk  mengukur interval  transite  time dari  gelombang  P  yang menjulur  di  dalam  medium.  Sama  halnya  dengan  Log  Densitas,  Log  Sonik  pun memiliki  rumus  yang  digunakan  untuk  mendapatkan  porositas  suatu  formasi. Adapun rumus yang dimaksud adalah:
(2)
Dengan Фs adalah  porositas  sonik, Δt adalah transit  time di  dalam  formasi, Δtma adalah transit  time yang  melalui  matriks  batuan,  dan Δtp adalah transit  time dari ruang pori yang berisi fluida (Asquith dkk, 2004).
Log  Resistivitas  digunakan  untuk  mengetahui  kuat  tidaknya  suatu  material dalam  menghentikan  arus  listrik.  Adapun  untuk  mengukur  Log  Resistivitas  dari sebuah  material,  peneliti  menggunakan  rumus  yang  didasari  hukum  Ohm  seperti berikut:
(3)
R  sendiri  adalah  resistivitas, V adalah Tegangan  ,  dan I adalah  arus  listrik  yang mengalir.
Pada  penerapannya,  porositas  sendiri  diklasifikasikan  ke  dalam  klasifikasi yang ada pada tabel berikut:
Tabel 1 Klasifikasi Porositas Porositas (%) Pemerian 0 – 5 Dapat diabaikan (neiglible) 5 – 10 Buruk (poor) 10 – 15 Cukup (fair) 15 – 20 Baik (good) 20 – 25 Sangat Baik (very good)   Istimewa (excelent)
Sumber: Koesoemadinata, 1980
Menurut  log  sumur,  porositas  sendiri  terbagi  lagi  ke  dalam  3  jenis,  yakni porositas  densitas,  porositas  sonik,  dan  porositas  neutron.  Jenis  porositas  tersebut kemudian  dapat  dihitung  dengan  persamaan  yang  berorientasi  pada  rumus  log densitas  dan  log  sonik.  Dengan ρ matrik sandstone = 2,64  gr/cc, limestone =  2,71 gr/cc, dan ρ fluida = 1 gr/cc pada persamaan (1). Δt matrik sandstone = 55,5 µsec/ft, limestone = 47,6 µsec/ft., dan Δt fluid = 189 µsec/ft pada persamaan (2). Di samping hal-hal  yang  disampaikan  di  atas,  peneliti  juga  memperhatikan  permeabilitas  atau kemampuan  batuan  untuk  mengalirkan  fluida.  Batuan  dengan  permeabilitas  yang baik umumnya adalah batuan dengan porositas yang saling terhubung.
Pada  tahap  lanjut,  guna  memaksimalkan  hasil  penelitian,  peneliti  kemudian melakukan  pemodelan  petrofisika  daerah  target  dengan  wujud  pemodelan  porositas dan  permeabilitas.  Namun  demikian,  sebelum  dilakukan  permodelan  petrofisika, peneliti  menghitung  penentuan  log  porositas  yang  diambil  dari  log  sonik  dan  log permeabilitas  dengan  persamaan  yang  berorientasi  pada  rumus  masing-masing. Setelah dilakukan perhitungan petrofisika, dilakukan crossplot antara porositas hasil perhitungan dengan P-Impedansi untuk mengetahui hubungan antara keduanya yang selanjutnya dibuat peta sebaran porositas dan permeabilitas daerah target. Pembuatan peta  sebaran  porositas  dan  permeabilitas  dilakukan  dengan  cara pemodelan petrofisika.

## Pembahasan
A. Analisa Log Sumur
Log-log sumur yang digunakan pada sumur w-I, w-A, dan w-D untuk digunakan  sebagai  analisa zona reservoar sekaligus analisa jenis fluida  yang mengalir  adalah  log  Caliper,  log  Gamma  Ray,  log  Densitas  (RHOB),  log Neutron (NPHI),  dan  log  resistivitas  (LLD  dan  MSFL).  Zona  target  pada penelitian  ini terletak  antara  dua  formasi  yaitu  formasi  Baturaja  Ekivalen (BRF EQV) dan formasi Upper Basement (TBT). Pada sumur w-A dan w-D diperoleh dua zona reservoar dengan jenis yang berbeda yaitu reservoar batu gamping dan reservoar batu pasir pada formasi Talangakar (TAF).
Namun,  pada  sumur  w-A  terlihat  zona reservoar  di  Basement  atau pada umumnya zona ini lebih dikenal sebagai fractured basement . Pada zona ini  terdapat  nilai  log  Gamma  Ray  yang  kecil dengan  defleksi  kurva  lebih condong ke kiri – menyerupai nilai log Gamma Ray dan defleksi kurva dari batuan pasir – ditambah dengan adanya cross section antara log NPHI dengan log  RHOB  yang  dimana  nilai  log  RHOB  dan  nilai  log NPHI  tinggi  dapat dinyatakan  sebagai  litologi  jenis  batuan  metamorf  (granit). Cross  section antara  log  RHOB  dan  log  NPHI  digunakan  untuk mengidentifikasi  adanya fluida  pada  litologi  tersebut. Cross  section dengan separasi  lebar  antara  log RHOB dan log NPHI menyatakan adanya gas yang terakumulasi pada daerah tersebut.  Sedangkan cross  section dengan  separasi  rapat antara  RHOB  dan log  NPHI  menyatakan  adanya  hidrokarbon  (gas  dan  minyak  bumi)  yang terakumulasi pada  daerah  tersebut.  Gas  dan  minyak  bumi  pada  sumur  w-D terakumulasi  merata pada  zona  reservoar  daerah  target  (BRF  EQV  sampai TBT) (Gambar 6 dan 7).
Gambar 6
Crossplot sumur w-A. IA vs porositas dan cross section AI dengan porositas.
Gambar 7
Crossplot sumur w-A. AI vs Gamma Ray (GR) dan cross section AI dengan Gamma Ray.
Dari hasil crossplot beberapa data sumur pada ketiga sumur didapatkan nilai cut-off log  Gamma  Ray  sumur  w-A  sekitar  65  API,  log  AI  sekitar  10000 ((gr/cc)(m/s))  dan  log  Porositas  sekitar  15%. Cut-of log  Gamma  Ray  sumur w-D sekitar  53  API,  log  AI  sekitar  13500  ((gr/cc)(m/s))  dan  log  Porositas sekitar 14%. Cut-of log Gamma Ray sumur w-I sekitar 70 API, log AI sekitar 12500 ((gr/cc)(m/s)) dan log Porositas sekitar 20%. Pada  sumur  w-A, lebih  didominasi  dengan  akumulasi  gas  sedangkan akumulasi  minyak  bumi  lebih berada  pada  daerah  target  dengan  kedalaman antara 2300 sampai 2400 meter. Sedangkan pada w-I karena tidak adanya log NPHI yang tersedia maka tidak bisa diidentifikasi akumulasi fluida apa yang lebih  dominan.  Namun,  pada  sumur  w-I, litologi  zona  reservoarnya  berupa
zona  reservoar  batu  gamping  pada  formasi Baturaja  Ekivalen  (BRF  EQV). Cekungan  Sumatera  Selatan  pada  lapangan  IAD merupakan  cekungan  di mana  pada  zona fractured  basement lebih  dominan  gas, maka  pada fracture basement sumur  w-A  dan  w-D  terakumulasi  gas  melihat adanya  separasi cross  section RHOB  dengan  NPHI  yang  lebar.  Analisa  log  sumur  juga didukung  oleh  analisa  sensitivitas  log  pada masing-masing  target  formasi  di ketiga  sumur  tersebut.  Log-log  yang  digunakan sebagai  analisa  sensitivitas log adalah log Gamma Ray, log Porositas, log Densitas (RHOB), dan log P- Impedance. Beberapa log yang digunakan dilakukan cross plot untuk melihat sensitivitas  masing-masing  log  ( cross  plot w-D  dan  w-I)  tersebut  untuk memisahkan litologi daerah target. Hasil dari crossplot didapatkan bahwa log densitas, log gamma ray, log p-impedance (AI), dan log porositas sensitif di dalam memisahkan lapisan litologi (Gambar 6 dan 7).
Gambar 8 Korelasi Sumur w-D, w-A, dan w-I
Cross over kecil antara densitas (RHOB) dengan NPHI menunjukkan adanya penampakan hidrokarbon minyak bumi di sumur w-D dan w-A. Cross over besar  menunjukkan  adanya  penampakan  gas. Pada  sumur  w-I,  dilihat dari nilai densitas dan nilai log sonik dimana tidak terjadi defleksi, maka pada formasi  tersebut diperkirakan  adanya  hidrokarbon  pada  formasi  Baturaja bagian  atas  atau  bisa  disebut  dengan  formasi.  baturaja  ekivalen  (BRF EQV) (Gambar 8).

## B. Inversi Impedansi Akustik
Berdasarkan  penampang  inversi  impedansi  akustik  pada  sumur  w-A,
w-D, dan  w-I  menunjukkan  bahwa  lapisan  yang  menjadi  target  reservoir mempunyai nilai  impedansi  berkisar  9800  –  13500  ((gr/cc)(m/s)).  Zona tersebut diduga  merupakan  zona  reservoir  dengan  lapisan  serpih,  karbonat, dan  batu  pasir. Nilai  impedansi  sekitar  10000  –  13500  ((gr/cc)(m/s))  pada zona  target  terdapat anomali  dengan  nilai  impedansi  yang  tinggi  berkisar 13500  ((gr/cc)(m/s))  (gambar 9).  Hal  ini  diduga  adanya  sisipan  karbonat terumbu pada formasi zona target yang dikarenakan adanya struktur sesar.
Gambar 9
Penampang seismik inversi Model Based impedansi akustik (AI) pada arbitrary line sumur w-A, w-D, dan w-I dengan insert color P- Impedance .
Penampang inversi impedansi akustik pada sumur w-D, zona tersebut diduga merupakan zona reservoir dengan lapisan serpih, karbonat, dan pasir. Pada formasi zona target terdapat anomali dengan nilai impedansi yang tinggi berkisar 10600 – 13500 ((gr/cc)(m/s)). Hal ini diduga adanya sisipan karbonat pada formasi zona target yang dikarenakan adanya struktur sesar. Pada sumur w-I,  zona tersebut  diduga  merupakan  zona  reservoir  dengan  lapisan  batu lempung dan sisipan karbonat.
Antara P- Impedance seismik dengan P- Impedance sumur memberikan korelasi  yang  baik.  Dari  hasil  analisa  sumur  w-A  dan  w-D menunjukkan bahwa  pada  zona  target  ada  perselingan  antara  batu  gamping dengan  batu
serpih  dan  batu  pasir.  Hasil  analisa  sumur  w-I  menunjukkan  adanya perselingan  antara  batu  gamping  dengan  batu  serpih  pada  zona  target (Gambar 9).
C. Analisa Al Time Slice
Hasil dari inversi AI yang dilakukan penyayatan pada horizon tertentu didapatkan  peta  sebaran  impedansi  akustik.  Peta  penyebaran  impedansi akustik dilakukan  dengan  interval  di  bawah  horison  zona  target.  Dari  hasil analisa  korelasi data  sumur  yang  telah  dibahas  diatas,  penyayatan  dimulai dari horizon TBT pada formasi Upper Basement . Hal ini dikarenakan anomali terlihat  pada  data  sumur disekitar  formasi  tersebut.  Sayatan  dibagi  dalam delapan sayatan dengan window masing-masing adalah horizon TBT, -20ms,
-30ms,  -40ms,  -50ms,  -60ms,  -70ms, dan  -80ms  (Gambar  10).  Dengan dilakukannya  delapan  sayatan  ini  diharapkan dapat  diketahui  dengan  jelas sebaran reservoir batuan karbonat.
Dilihat  dari  kontribusi  delapan  sayatan  peta  sebaran  impedansi akustik, sebaran  litologi  daerah  target  berupa  batu  gamping  terumbu  secara lateral berarah Tenggara – Barat Laut dengan nilai impedansi akustik sekitar 10000 ((gr/cc)(m/s))–  13500  ((gr/cc)(m/s)).  Secara  vertikal,  semakin  ke  atas litologi serpih  akan  semakin  mendominasi  dengan  nilai  impedansi  akustik sebesar  < 10000 ((gr/cc)(m/s)). Pada area Upper  Basement (TBT) ke bawah litologi  yang dominan  adalah  litologi  batuan  dasar  ( basement )  dengan  nilai impedansi akustik sebesar > 13500 ((gr/cc)(m/s)).
Gambar 10

## Peta Sebaran Impedensi Akuistik Pada Delapan Sayatan Window

## D. Analisa Porositas
Analisa  porositas  pada  penelitian  ini  lebih  diutamakan  pada  analisa pesebaran  porositas  secara  lateral  pada  masing-masing  formasi.  Dari crossplot antara porositas dengan impedansi akustik (AI) pada ketiga sumur, dipilih  satu  sumur  dengan  error  terkecil  yang  akan  digunakan sebagai pengontrol sumur yang lain untuk dilakukan sebaran porositas secara lateral. Dari hasil penampang porositas pada  gambar  11, nilai  porositas zona litologi  batu  gamping terumbu  sekitar 0,15  – 0,27. Terlihat hubungan antara AI pada  gambar  9  dengan  porositas  pada  gambar  11  bahwa  AI  yang  kecil memiliki nilai  porositas  yang  besar,  dan  sebaliknya  (Adekanle  dkk,  2013, Fatkhurrochman, 2010).  Pada  penampang  tersebut,  dilakukan delapan  kali penyayatan  dengan  delapan  window  yang  berbeda,  horizon  TBT,  - 20ms,  - 30ms, -40ms, -50ms, -60ms, -70ms, dan -80ms (Gambar 12).
Gambar 11
Penampang seismik inversi Model Based porositas pada arbitrary line sumur w-D, w-A, dan w-I dengan insert color porositas
Gambar 12
Peta Sebaran Porositas Pada Delapan Sayatan Window

## E. Analisa Permeabilitas
Pada  umumnya,  permeabilitas  sebanding  dengan  porositas.  Namun adanya material serpih ( shale ) yang terdapat pada ruang pori batuan tersebut dapat mengakibatkan  adanya  penurunan  nilai  permeabilitas.  Hal  tersebut dibuktikan secara  empiris  (Schon,  2011),  menyatakan  bahwa  pada  daerah tertentu permeabilitas  mempunyai  hubungan  eksponensial  dengan  porositas sehingga  permeabilitas  mempunyai  hubungan  logaritmik  dengan  impedansi akustik.  Pembuatan  model  petrofisika  diperlukan  untuk  mengetahui  sebaran permeabilitas secara lateral. Hasil dari peta sebaran permeabilitas didapatkan bahwa  pada  formasi  zona  target,  nilai  permeabilitas  pada  ketiga  sumur memiliki permeabilitas yang tinggi. Zona dengan permeabilitas rendah dapat diartikan sebagai zona yang tidak bisa mengalirkan hidrokarbon atau dengan kata lain pada zona tersebut  sangat  kecil kemampuannya untuk mengalirkan hidrokarbon.
Hasil proses petrofisika permeabilitas pada ketiga sumur penelitian ini dapat dilihat pada gambar berikut:
Gambar 13 Log permeabilitas sumur w-D, w-A, w-I hasil perhitungan petrofisika
Log  turunan  permeabilitas  yang  digunakan  berasal  dari  sumur yang mempunyai  nilai  error  terkecil  dan  nilai  korelasi  yang  terbaik  dari  ketiga sumur.
Gambar 14 Grafik hubungan Porositas dengan Permeabilitas pada sumur w-A
Gambar 15
Penampangan Inversi Model Bassed Permeabilitas Pada Arbitrery Line Sumur w-D, w-A, dan w-I.
Pada  gambar  di  atas  terlihat  bahwa  pada  sumur  w-D,  w-A,  dan  w-I memiliki  zona  target  dengan  nilai  permeabilitas  sekitar  (0,5  –  7)  MD.  Zona anomali  yang  diidentifikasikan  sebagai  batuan  gamping  terumbu  memiliki permeabilitas  sekitar  1  MD.  Penyebaran  permeabilitas  secara  lateral  dapat diketahui dengan melakukan delapan sayatan window horizon TBT, -20ms, - 30ms,  -40ms,  - 50ms,  -60ms,  -70ms,  dan  -80ms.  Pesebaran  permeabilitas pada daerah target secara lateral berarah Tenggara – Barat Laut. Semakin ke atas maka nilai permeabilitas yang ada semakin besar.
Dari  integrasi  antara  peta  impedansi  akustik,  porositas  dan permeabilitas maka  didapatkan  hasil  analisa  petrofisika  pada  ketiga  sumur yang dapat dilihat dari tabel  di bawah ini.

## Tabel 2 Ringkasan Analisa Perhitungan Petrofisika
Zona  target  berada  pada  window  formasi  TBT  sampai  dengan  -60  ms. Pada zona  tersebut  di  dapat  bahwa  rata-rata  batu  gamping  mempunyai  nilai impedansi akustik sebesar 7580 – 14000 ((gr/cc)(m/s)) porositas sebesar 0,08
– 0,30  Dec,  dan  permeabilitas sebesar  0,07  –  16,2  mD. Nilai  permeabilitas yang  tinggi  nampak  pada  gambar  16  dengan didukung  oleh  nilai  porositas tinggi, mempunyai kemampuan untuk mengalirkan hidrokarbon. Namun pada formasi  TBT  tidak  bisa  mengalirkan  hidrokarbon dikarenakan  oleh  nilai permeabilitas dan porositas yang rendah didukung dengan nilai volume shale yang  tinggi  (Perangkap).  Pada  sumur  w-D,  tidak  adanya  proses transportasi hidrokarbon yang dikarenakan oleh nilai permeabilitas yang kecil sebesar 0,12 – 3,16 mD.
Gambar 16 Peta pesebaran Permeabilitas window TBT, 20 ms, 30 ms, 40 ms, 50 ms, 60 ms, 70 ms, dan 80 ms

## F. Integrasi Reservoar
Daerah  menarik  pada  penelitian  ini  terdapat  pada  window  40  ms  di atas formasi Upper  Basement (TBT).  Integrasi  dari  peta  impedansi  akustik (AI), porositas,  permeabilitas,  dan  peta  struktur  kedalaman  menjadi  acuan untuk ditentukannya daerah prospek untuk pembangunan sumur baru. Sesuai dengan hasil integrasi dan sifat sesar, sumur baru dapat dibangun pada daerah di dalam segitiga merah (Gambar 17) pada 1810,40 ms. Hal ini karena pada daerah  tersebut  dengan kedalaman  sekitar  -40  ms  di  atas  formasi  TBT memiliki  porositas  sekitar  (0,16  – 0,27)  Dec,  permeabilitas  sekitar  (0,5  –  7) mD, dan AI sekitar (9800 – 12600) ((gr/cc)(m/s)).
Integrasi Peta Reservoar. Daerah Prospek Berada Pada Area Segitiga Warna Merah Dengan Sumur-IAD Sebagai Sumur Pengeboran Baru Pada TBT -40 Ms, Inline 1300, Xline 2438

## Kesimpulan dan Saran

## A. Kesimpulan
Berdasarkan data yang telah peneliti kumpulan, dapat disimpulkan bahwa:
1. Reservoar  zona  target  penelitian  ini  secara  lateral  pada  formasi Upper Basement (TBT) -40 ms terlihat bahwa:
a. Litologi  daerah  reservoar  merupakan  litologi  batu  gamping terumbu dengan nilai AI sebesar (9800 – 12600) ((m/s)(gr/cc))
b. Pesebaran reservoar berarah Tenggara – Barat Laut.
c. Sumur  W-A  terletak  di  zona  prospek  berupa  batu  gamping  terumbu dengan  porositas  sekitar  25%.  Sumur  w-D  dan  w-I  terletak  di  zona prospek  berupa  batu  gamping  terumbu  dengan  porositas  sekitar 16%-27%, dan permeabilitas sekitar (0,5 – 7) mD .
2. Daerah  prospek  baru  untuk  pengembangan  sumur  pengeboran  baru (sumur-IAD) diperkirakan berada pada inline 1300, xline 2438, dan time - 1810,40 ms.

## B. Saran
Beberapa  saran  yang  diperlukan  untuk  mendukung  dan  mengembangkan penelitian ini agar hasil yang didapatkan lebih akurat adalah sebagai berikut:
1. Adanya data marker dari formasi yang mengandung batuan induk ( source rocks ).
2. Diperlukannya  data  tekanan  dan  data  produksi  pada  masing-masing sumur penelitian.  Hal  ini  sebagai  data  pendukung  untuk  analisa  jalur migrasi hidrokarbon yang akan dilakukan pada penelitian selanjutnya.

## BIBLIOGRAFI
Adekanle,  A.  and  Enikanselu,  P.A.,  2013. Porosity  Prediction  from  Seismic Inversion  Properties  over  „XLD‟  Field,  Niger  Delta .  American  Journal  Of Scientific and Industrial Research. Nigeria.
Asquith,  G.  and  Krygowski,  D.,  2004. Basic  Well  Log  Analysis .The  American Association  of  Petroleum  Geologist,  Oklahoma.AAPG  Methods  in Exploration Series, No. 16. Anonim, 2001. Basic Petroleum Geology and Log Analysis . Halliburton. Aryani,  Fikri.  2016. Perusahaan  Minyak  Asing  PHK  250  Ribu  Karyawan,  RI
Berapa?. Diakses 23 Maret 2017. http://bisnis.liputan6.com/read/2419759/perusahaan-minyak-asing-phk-250- ribu-karyawan-ri-berapa
Chilingarian,  G.V.,  Mazzullo,  S.J.,  and  Rieke,  H.H.,  1996. Carbonate  Reservoir Characterization: a Geologic  – Engineering  Analysis,  part II . ELSEVIER. U.S.A.
Fatkhurrochman,  R.I.  2010.  Aplikasi  Inversi  AI  Terhadap  Karakterisasi  Porositas Reservoar  Lapangan  IWR  Cekungan  Sumatera  Tengah.  Tesis.  FMIPA Universitas Indonesia, Jakarta.
Juanda,  A.A.,  2010. Kurvaturs  Attributes  For  Basement  Fractures  Lineaments Identification;  The  South  Sumatera  Basin,  Indonesia .  Tesis,  Curtin University of Technology, New York. Koesoemadinata,  1980. Geologi  Minyak  dan  Gas  Bumi ,  Edisi  Kedua,  Penerbit  ITB, Bandung.
Rammang,  A.,  2013.  Karakterisasi  reservoir fractured  basement dengan menggunakan  atribut  seismik coherence dan kurvatur pada  lapangan’A’ cekungan Sumatera Selatan, Skripsi, FMIPA, Universitas Indonesia, Depok.
Schon,  J.H.,  2011. Physical  Properties  of  Rocks .  Workbook.  ELSEVIER, Netherlands.
Sroor, M., 2010. Geology & Geophysics in Oil Exploration
Yielding,  G.,  2002: Shale  Gouge  Ratio-Calibration  By  Geohystory, NPF  Special Publication 11, p. 1-15.