Janitra Aradea Putra, 0806399054 Pembimbing

 Ringkasan Skripsi
Nama,NPM
: Janitra Aradea Putra, 0806399054
Pembimbing
: Dr. rer nat. Abdul Haris
Judul (Indonesia) : Analisis Petrofisika dan Multiatribut Seismik Untuk
Memetakan Reservoar Karbonat Pada Lapangan Danish
North Sea
Judul (Inggris)
: Petrophysical Analysis and Multi-Attribute Seismic for
Reservoir Mapping in Danish North Sea Field
Abstrak
Analisis petrofisika dilakukan untuk mendapatkan parameter-parameter petrofisika seperti porositas dan saturasi
air yang berguna untuk karakterisasi batuan reservoar. Berdasarkan data sumur dari 4 buah sumur yang
disediakan, Resevoar yang akan diteliti berada pada formasi Ekofisk yang batuannya didominasi oleh batuan
chalk. Dari perhitungan analisis petrofisika, didapatkan nilai porositas berkisar antara 24%-28% dan saturasi air
berkisar antara 35%-58%. Analisis petrofisika hanya mampu memberikan informasi tentang karakter resevoar
secara vertikal. Untuk itu perlu dilakukan analisis multiatribut seismik. Dengan Analisis multiatribut seismik
persebaran parameter petrofisika seperti porositas dan saturasi air pada volum seismik bisa didapatkan. Hasil dari
log prediksi kandungan lempung, porositas dan saturasi akan disebar ke seluruh volum seismik untuk
mendapatkan persebaran parameter tersebut dalam volum 3D.
Kata kunci : petrofisik, multiatributs seismik, porositas, and saturasi air. Abstract
The result of petrophysical analysis can provide vertical information about the character of the reservoir in
porosity and water saturation parameter. However, this method is lacking on horizontal resolution. In this case
we can provide the 3D information from multiattribute analysis. Based on 4 well data, the chalk formation in
Danish North Sea Field is in the area that has potential as a reservoir. Petrophysical parameters that will be
studied in this study, such as porosity and water saturation. From petrophysical analysis calculation, the value of
obtained porosity are ranged between 24%-28% and the water saturation are ranged between 35%-38%.
Petrophysical parameters throughout the seismic volume will be predicted by using multiattribute analysis.
Model based inversion results will be used as an external attribute. The result from the log input will be spread
throughout the seismic volume.
Keywords : petrophysical, seismic multi attributes, porosity, and water saturation. Analisis petrofisika dan..., Janitra Aradea Putra, FMIPA, UI, 2014
Pendahuluan
Dalam penentuan kandungan hidrokarbon, diperlukan beberapa rangkaian penelitian
berupa survey geologi, dan survey geofisika. Survey geofisika, termasuk di dalamnya
survey seismik, menentukan zona prospek eksplorasi lalu dilakukan pengeboran untuk
selanjutnya dilakukan analisis data log, dan pengembangan hingga evaluasi daerah
produksi untuk proses eksploitasi.
Peran Metode logging sangatlah penting karena memberikan gambaran detail sifat fisis
dari batuan sekitar lubang pengeboran. Dengan melakukan analisis petrofisika
menggunakan data log tersebut maka kita akan mampu mengetahui kedalaman tiap lapisan
batuan atau memberikan informasi secara vertikal. Untuk dapat melakukan analisis
petrofisika, kita diharuskan mampu memahami dasar-dasar well logging mulai dari
akuisisinya hingga pembacaan kurva log yang memberikan banyak informasi. Dengan
adanya analisis petrofisika dan evaluasi formasi ini, maka pendeskripsian reservoar akan
lebih mudah dilakukan.
Analisis petrofisika sangat berguna untuk karakterisasi reservoar. karakterisasi reservoar
pada analisis petrofisika dilakukan dengan mempelajari litologi, porositas dan saturasi air
lapisan di bawah pertmukaan. Penentuan litologi dengan log gamma ray dan SP bertujuan
untuk membedakan lapisan permeabel atau bukan. Log densitas dan log neutron dapat
digunakan untuk menghitung porositas lapisan. Dan log resistivitas digunakan untuk
mencari saturasi air lapisan. Dengan menganalisis ketiga parameter tersebut kita dapat
menentukan daerah reservoar dan evaluasi formasinya. Hasil akhirnya adalah
mendeskripsikan zona reservoar berdasarkan zona net reservoar dan zona net pay dalam
suatu formasi pada lapangan.
Analisis multiatribut juga akan dilakukan untuk mendapatkan hubungan antara log dengan
data seismik. Analisis multiatribut dilakukan untuk memprediksi dan mendistribusikan
parameter kandungan lempung, porositas dan saturasi air pada volume data seismik.
Dengan melihat distribusi parameter petrofisika tersebut, akan lebih mudah bagi kita untuk
mengetahui karakteristik reservoar lapisan tersebut.
Tinjauan Geologi
Analisis petrofisika dan..., Janitra Aradea Putra, FMIPA, UI, 2014
Danish North Sea Basin terletak di sebelah barat Negara Denmark. Terletak pada lempeng
dari tiga benua, Avlonia, Laurentia dan Baltica yang bertabrakan pada zaman pertengahan
Palaeozoic. Secara detail, lapangan ini berada pada koordinat 56°N 03°E.
Geologi Regional Danish North Sea Basin
Danish North Sea Basin merupakan salah satu basin yang terbentuk di Mid.Jurassic yang
terdeposisi didalam North Sea akibat dari normal fault (Youngeetal,1975). Pada masa Late
Triassic, kondisi topography dari wilayah west European sebelah utara relatif lebih rendah
dari sekelilingnya dan mengalami transgresi yang dimulai pada formasi Keuper dan
Rhaetian yang terjadi oleh pergerakan lempeng pada Early Kimmerian, yang pertama dari
arah utara TethysSea dan satu lagi dari arah selatan Arctic. Pada bagian utara dari
Norwegian Danish Basin, pada Lower Jurassic terlihat tidak tampak, sedangkan pada
masa
ini
sebelah
timur
laut
Danish
ditemukan
batuan
serpih/shales
dan
lanau/siltstone(Youngeetal, 1975;Michelsen,1976). Pada area Norwegia terdapat batas
antara Triassic dan Jurassic yang ditandai dengan proses sedimentasi. Pada Mid. Jurassic
ditemukan batu pasir, kemungkinan terendapkan di laut dangkal atau delta.Pada kondisi
batuan Mid. Jurassic di lapis oleh batuan serpih gelap yang kemungkinan berasal berumur
Callovian sampai akhir Jurassic. Selama proses sedimentasi pada pertengahan jurassic
terjadi di cekungan Vestland
Pada Late Jurassic transgresi membuat semua bagian terendam (Ziegler, 1975); pada
kondisi ini bagian batu serpih yang kaya akan organik terdeposit. Hasi dari transgresi
terlihat adanya batas Tethys dengan Boreal yang menyebabkan adanya perbedaan struktur
ketinggian yang bertindak sebagai penyebab dari sedimen. Lalu terjadi proses Regresi
yang merupakan akhir dari Jurassic (Al Kasim et al, 1975). Proses Transgresi terjadi dari
pertengahan Jurassic sampai akhir Jurassic dan kemungkinan terjadi secara lateral menuju
ke baratlaut. Hal ini menyebabkan terbentuk delta dan pengendapan pada laut dangkal di
sebelah barat. Pada Bathonian dan Bajocian(area timur) dan awal Jurassic (area barat)
memiliki lapisan yang sama dengan Norwegian Danish Basin yang tersedimentasi seperti
dengan formasi Danish Haldager. Batuan yang dianalisis kemungkinan terdeposit di deltafront, bagian mulut delta(mouth bars).
Analisis petrofisika dan..., Janitra Aradea Putra, FMIPA, UI, 2014
Stratigrafi
Sektor Danish terbentang dari bagian tengah sampai ke timur North Sea yang mencakup 3
elemen struktur utama yaitu :Central Graben, The Norwegian-Danish Basin dan
Ringkobing-Fyn High. Rifting aktif terjadi di Central Graben pada periode awal dan akhir
Jurassic bersamaan dengan tren patahan Palaezoic yang mulai terbentuk. Aktivitas
tektonik yang terjadi pada struktur periode Palaezoic hingga periode Jurassic sebagian
besar telah terhenti pada periode Cretaceous akhir, dan basin sedimen dibawah Central
North Sea sebagian besar telah diketahui dengan adanya penurunan pada daerah
sekitarnya.
Gambar 2.2 Stratigrafi umum North Sea(Hemmet, M. 2005)
Lark Formation
Formasi Lark memanjang diseluruh bagiandari Danish North Sea. Depocenternya
berada di bagian tengah dan utara sector Danish, di sepanjang batas timur Danish Central
Graben.Formasi ini terdiri dari mudstone coklat hingga abu-abu dan silt di beberapa
bagianya. Lapisan tipis dari carbonate putih dan coklat kemerahan juga terlihat di bagian
bawah lark formation. Dua unit sandstone tebal juga terlihat di formasi lark yang berada di
Analisis petrofisika dan..., Janitra Aradea Putra, FMIPA, UI, 2014
Ringkøbing–Fyn High dan dikategorikan pada dua member yang berbeda (Dufa and Freja
Members).
Formasi Ekofisk
Pada tahun 1971 telah dilakukan pemboran sumur pada lapangan Ekofisk yang terletak di
daerah selatan dari Norwegian North Sea dioperasikan oleh ConocoPhillips. Produksi
dimulai dengan 4 unit sumur eksplorasi. Fasilitas produksi permanen beroperasi pada
tahun 1975 dan masih terus berjalan dengan perencanaan produksi hingga tahun 2028.
Lapangan Ekofisk merupakan yang terbesar pada North Sea Chalk Play.
Formasi ini tersebar pada sebelah selatan dan tengah dari North Sea.Formasi ini berumur
Lower Paleocene. Pada formasi ini mengandung batu kapur putih, coklat, atau krem,
keras, padat, dan crystalline halus,. Pada formasi ini, dibagi atas 2 bagian: Lower Ekofisk
dan Upper Ekofisik. Pada bagian Lower memiliki porosity yang rendah sampai tinggi
dengan konten clay yang terrigenous.
Formasi Kimmeridgian
Kimmeridge Clay pada akhir Jurassic dianggap sebagai batuan induk utama dari
hidrokarbon pada daerah North Sea. Keberadaan Kimmeridge Clay umunya diindikasikan
dengan nilai gamma ray yang tinggi yang disebut juga sebagai “hot shale”, dan sonic
velocity yang rendah. Karbon organic yang terkandung umunya tinggi dan berasal dari
laut.
Sistem Petroleum
Sistem petroleum utama pada lapangan Danish North Sea yaitu Mesozoic Play pada
formasi Kimmerian Clay dan Cenozoic Play pada formasi Top Chalk Ekofisk.
Batuan Induk
Di daerah North Sea, shale diyakini berperan sebagai batuan sumber petroleum. Fasies
material kaya organic tersebut mengandung 2 - 15% dari Total Organic Carbon (TOC)dan
diindikasikan daril og gamma ray yang cenderung tinggi .Interval statigraphy seperti ini
biasa disebut dengan “Hot Shales”. Formasi yang mengandung “Hot Shales”yaitu
Kimmeridge Formation di Moray Firth/Witch ground. Rata-rata Hot Shale mengandung
5% TOC danmemiliki HC rasiosebesar 0.9-1.2 . Sedimentasi yang cepat dan pengendapan
Analisis petrofisika dan..., Janitra Aradea Putra, FMIPA, UI, 2014
yang dalam menandakan bahwa hot shale sudah terkubur pada masa Cretaceous dan
mulai matang secara thermal hingga masa Neogene. Oil generation diperkirakan dimulai
pada sebagaian besa rdaerah North Sea pada masa Eocene.
Batuan Reservoar, Penutup, dan Penutup (Seal)
Reservoar merupakan batuan yang memiliki celah-celah kecil (porositas) yang saling
berhubungan dan menciptakan suatu permeabilitas. Batuan reservoar akan memiliki
potensi akumulasi fluida, dalam hal ini adalah hidrokarbon. Sistim batuan reservoar juga
harus memiliki hal penting, yaitu batuan penutup (seal) yang berlaku sebagai jebakan
(trap). Jebakan dapat berupa struktur atau stratigrafi, dimana fluida (air, gas, dan minyak)
dapat terperangkap di dalamnya.
Reservoar merupakan tempat terakumulasinya hidrokarbon terjadi dan reservoar harus
memiliki sifat fisis batuan yang baik, seperti porositas dan permeabilitas. Reservoir
hidrokarbon pada lapangan Danish North Sea diduga berada pada Formasi Ekofisk yang
berisi batuan karbonat yang cukup tebal dan memiliki porositas yang cukup baik.Formasi
Lark yang berada di atas formasi Ekofisk diduga berfungsi sebagai lapisan penutup.
Formasi Lark yang didominasi oleh mudstone ini sangat berpotensi untuk menjadi lapisan
penutup dari reservoir.
Konsep Dasar Log dan Analisa Petrofisika
Tujuan utama dari analisa petrofisika adalah mengidentifikasi reservoar, perkiraan
cadangan hidrokarbon, dan perkiraan perolehan hidrokarbon. Pengukuran pada lubang bor
dapat digolongkan menjadi 4 kategori (Harsono, 1997):
a. Log operasi pemboran (log lumpur (mud logs), MWD, dan LWD (Logging While
Drilling))
b. Analisa batu inti
c. Log sumur dengan kabel
d. Uji produksi kandungan lapisan
Wireline Log
Log adalah suatu grafik kedalaman atau waktu dari satu set data yang menunjukkan
parameter yang diukur secara berkesinambungan di dalam sebuah sumur (Harsono, 1997).
Analisis petrofisika dan..., Janitra Aradea Putra, FMIPA, UI, 2014
Kurva log mampu memberikan informasi tentang sifat-sifat batuan dan fluida pada kondisi
yang sesungguhnya di dalam sumur.
Log Gamma Ray
Log gamma ray (GR) merupakan salah satu aplikasi dari log radioaktif. Prinsip dasar log
gamma ray yaitu melakukan pengukuran tingkat radioaktivitas alami bumi. Log gamma
ray berfungsi untuk mendeskripsikan suatu batuan yang berpotensi sebagai reservoar atau
tidak serta memisahkan batuan permeabel dan shale yang impermeabel.Unsur radioaktif
pada umumnya banyak berada pada shale (serpih), sedangkan pada sandstone, limestone,
dan dolomit sangat sedikit jumlahnya kecuali pada batuan tersebut terendapkan mineralmineral yang mengandung unsur radioaktif.
Log Spontaneous Potential
Prinsip pengukuran log spontaneous potential (SP) adalah merekam beda potensial antara
elektroda yang ada di permukaan dengan elektroda yang berada di dalam lubang bor.
Satuan log SP adalah milivolt (mV). Log SP berguna untuk mengidentifikasi lapisan
permeabel bersama log GR, mencari batas lapisan permeabel dan korelasi antar sumur
berdasarkan batas lapisan, menentukan resistivitas air formasi (Rw), dan memberikan
analisa kuantitatif kandungan shale (Harsono, 1997).
Log Resistivitas
Prinsip dasar log resistivitas, yaitu mengukur sifat resistivitas listrik batuan formasi.
Besaran resistivitas dideskripsikan dalam satuan ohm-meter dan ditampilkan dalam skala
logaritmik dengan interval nilai 0.2 - 2000 ohm-meter. Untuk mengukur resistivitas dari
formasi dapat dilakukan dengan 2 cara, yaitu dengan alat laterolog (memfokuskan arus
listrik bolak-balik secara lateral ke dalam formasi) dan alat induksi (menginduksikan arus
listrik hasil dari medan magnet pada kumparan).
Alat induksi dikenal dengan alat
konduktivitas karena parameter yang diukur adalah konduktivitas yang dikonversikan ke
resistivitas.
Alat DLT (Dual Laterolog Tool) terdiri dari dua bagian, satu bagian mempunyai elektroda
yang berjarak tertentu untuk mengalirkan arus utama masuk sejauh mungkin ke dalam
formasi dan mengukur resistivitas laterolog dalam (LLD) sedangkan bagian yang lain
Analisis petrofisika dan..., Janitra Aradea Putra, FMIPA, UI, 2014
mempunyai elektroda membiarkan arus utama terbuka dan mengukur resistivitas laterolog
dangkal (LLS).
Pada log induksi, saat arus listrik dialirkan ke dalam kumparan pemancar, maka
akan timbul medan magnet primer di sekitar kumparan. Medan magnet tersebut akan
menghasilkan arus eddy (eddy curent) di dalam formasi sekitar alat. Arus eddy tersebut
akan menghasilkan medan magnet sekunder yang dideteksi oleh kumparan penerima. Kuat
arus yang terjadi di kumparan penerima akan sebanding dengan kekuatan medan magnet
sekunder dan sebanding dengan arus eddy serta sebanding dengan konduktivita formasi.
Karena parameter yang diukur adalah konduktivitas maka alat ini disebut alat
konduktivitas, sedangkan alat laterolog disebut alat resistivitas.Alat induksi lebih tepat bila
digunakan untuk resistivitas rendah hingga menengah, sedangkan alat laterolog untuk
resistivitas menengah hingga tinggi.
Log Neutron
Log neutron merupakan salah satu log porositas bersama densitas dan sonik.Log ini
termasuk ke dalam salah satu log radioaktif. Pengukuran log neutron dengan cara
memancarkan neutron secara kontinu ke dalam formasi batuan. Alat log neutron disebut
dengan CNT (Compensated Neutron Tool) atau CNL (Compensated Neutron Log).
Prinsip kerja dari alat log neutron ini adalah dengan memanfaatkan tumbukan elastis. Alat
CNT/CNL memancarkan neutron ke dalam formasi secara kontinu. Dengan energi awal
yang besar, maka neutron akan kehilangan energinya seiring bertumbuknya neutron
tersebut dengan atom hidrogen pada formasi. Saat neutron sudah kehilangan energinya,
akhirnya neutron tertangkap oleh detektor.Tanggapan alat neutron mencerminkan
banyaknya keberadaan atom hidrogen, bukan mengukur banyaknya hidrokarbon.Semakin
sering/banyak neutron mengalami tumbukan, dikarenakan semakin banyaknya atom
hidrogen di dalam suatu formasi. Oleh karena itu tanggapan log neutron menunjukkan
nilai tinggi.
Analisis petrofisika dan..., Janitra Aradea Putra, FMIPA, UI, 2014
Log Densitas
Log densitas merupakan satu satu log porositas selain neutron dan sonik. Prinsip kerja log
densitas ini dengan memanfaatkan teori fotolistrik menggunakan sumber radioaktif berupa
gamma ray. Sinar gamma ray sebagai foton dipancarkan ke dalam formasi kemudian
menumbuk elektron.Semula energi foton cukup besar, saat menumbuk elektron, energi
tersebut berkurang karena diserap oleh elektron tersebut untuk melepaskan diri menjadi
elektron bebas. Energi yang tersisa membuat foton terus menumbuk elektron lain dalam
proses yang sama. Oleh karena itu elektron bebas akan semakin banyak dan elektronelektron tersebut terdeteksi oleh alat densitas. Jumlah elektron yang diserap detektor
secara tidak langsung menunjukkan besarnya densitas formasi.
Tanggapan log densitas berupa densitas bulk atau densitas keseluruhan formasi termasuk
matriks, fluida, atau mineral yang terkandung di dalamnya. Untuk mendapatkan nilai
porositas, nilai densitas bulk harus dikonversi ke dalam porositas untuk mengetahui
kondisi litologi dan keberadaan fluida.
Log Sonik
Log porositas yang terakhir ini adalah log porositas yang mengukur waktu tempuh (travel
time) gelombang akustik di dalam formasi batuan pada jarak tertentu. Selain mencari
porositas batuan dan identifikasi batuan, log sonik berguna sebagai informasi utama
korelasi dan kalibrasi data log dengan seismik. Dalam proses well-seismic tie dibutuhkan
data sonik sebagai fungsi dari impedansi akustik yang kemudian digunakan untuk
pembuatan sintetik seismogram. Log sonik ini memiliki besaran µs/ft atau µs/m dengan
skala 140-40 µs/ft.
Data Batu Inti (Core)
Data batu inti atau biasa disebut core, memberikan berbagai informasi langsung sebagai
bahan evaluasi dan rujukan dalam analisa petrofisika.Sampel yang diambil biasanya hanya
memiliki panjang beberapa meter saja, sangat kecil dibandingkan reservoarnya. Sampel
batu inti ini diambil dari sumur pilihan dan dianalisa secara rinci untuk mengembangkan
model geologi dan parameter petrofisika formasi seperti porositas, permeabilitas, dan juga
saturasi air.
Analisis petrofisika dan..., Janitra Aradea Putra, FMIPA, UI, 2014
Parameter Petrofisika Batuan
Sifat batuan yang penting digunakan dalam analisa petrofisika adalah kandungan lempung,
porositas, dan saturasi air. Parameter lain yang sangat penting dalam mendeskripsikan
kualitas reservoar adalah permeabilitas. Dengan diketahuinya tingkat saturasi air, maka
akan diketahui pula tingkat saturasi hidrokarbon yang terdapat di dalam reservoar.
Hidrokarbon sangat efektif untuk di produksi apabila reservoar memiliki permeabilitas
yang besar.
Kandungan Lempung (Vcl)
Evaluasi kandungan lempung ini merupakan rasio keberadaan lempung di dalam suatu
formasi dan dinyatakan dalam fraksi atau persen. Kandungan lempung dapat diperoleh
dengan indikator kurva tunggal berupa log gamma ray, SP, resistivitas, dan neutron
sedangkan indikator kurva ganda dari log densitas-neutron dan densitas-sonik. Yang lebih
sering digunakan adalah indikator dari log gamma ray karena dapat langsung
mendeskripsikan litologi target reservoar.
!"
!!"
!"#
!"#
!!" = !" !!"
!"#
!!"
= kandungan lempung (frac)
!"
= GR pada pembacaan log (API)
!"#
(2.1)
!"!"# = GR pada formasi bersih (API)
!"!"# = GR pada formasi lempung (API)
Porositas
Porositas adalah ruang kosong di antara matriks batuan atau dengan kata lain volume
batuan yang tidak terisi oleh benda padat. Porositas ditentukan berdasarkan bentuk butiran
dan sortasi. Bentuk butiran semakin bundar (rounded) maka porositas akan semakin baik
Analisis petrofisika dan..., Janitra Aradea Putra, FMIPA, UI, 2014
dan sebaliknya. Sedangkan sortasi merupakan pemilahan ukuran butir yang bila semakin
sama besar butir maka porositas akan besar dan bila sortasi buruk maka butiran yang kecilkecil akan mengisi pori di antara pori butir besar.
Porositas yang menjadi target penelitian adalah nilai porositas efektif atau porositas total
yang telah dikurangi oleh faktor kandungan lempung. Porositas total didapat berdasarkan
model porositas neutron-densitas. Koreksi kandungan lempung terhadap neutron dan
densitas menggunakan persamaan berikut.
Koreksi lempung dengan log densitas:
!! = !!.!"#$% . 1 − !!"#$ + !!.!"#$ . !!"#$
!!.!"#$% =
!! !!!.!"#$ .!!"!"
!!!!"#$
(2.2)
(2.3)
Koreksi lempung dengan neutron:
!! = !!.!"#$% . 1 − !!"#$ + !!.!"#$ . !!"#$
!!.!"#$% =
!! !!!.!"#$ .!!"#$
!!!!"#$
(2.4)
(2.5)
!!.!"#$% = densitas bulk pada formasi bebas lempung (gr/cc)
!!.!"#$% = porositas neutron pada formasi bebas lempung (v/v)
!!"#$
= volume kandungan lempung (frac)
Dengan demikian nilai porositas didapat dengan persamaan:
!!" =
! !! !
!!
!
!
Dimana !! = porositas neutron, !! = porositas densitas.
Analisis petrofisika dan..., Janitra Aradea Putra, FMIPA, UI, 2014
(2.6)
Saturasi Air (Sw)
Volume pori batuan yang terisi oleh air disebut dengan saturasi air (Sw), sedangkan bagian
yang terisi oleh hidrokarbon disebut saturasi hidrokarbon (Sh) dengan nilai (1-Sw).
Bermula batuan terisi oleh air formasi yang kemudian terdesak oleh hidrokarbon selama
proses migrasi. Air yang terdesak tidak semuanya pindah, masih ada air yang tersisa
karena tegangan permukaan butiran.Air sisa tersebut dinamakan saturasi air sisa (Swirr).
Ada beberapa metode atau model saturasi yang digunakan sesuai dengan kondisi
lingkungan pengendapan, kandungan lempung, dan litologi target reservoar antara lain
Archie, Simandoux, Indonesian, Juhasz, dan Waxman Smit.
Persamaan yang digunakan adalah model saturasi air Indonesian:
!
!!
=
!
!!" !! !"
!
!!"
+
!
!
!
!.!!
!
. !! !
(2.7)
Permeabilitas
Permeabilitas (k) adalah ukuran kemampuan batuan untuk dapat melewati fluida.
Permeabilitas berhubungan dengan porositas yang saling berhubungan (connected) dan
butiran matriks yang besar. Sedimen dengan matriks yang besar dan porositas besar akan
memiliki permeabilitas yang besar pula. Sedangkan batuan dengan matriks dan porositas
kecil akan menyulitkan fluida untuk mengalir yang berarti permeabilitasnya kecil.
Permeabilitas dinyatakan dalam milidarcy (mD) dengan interval 0.1 – 1000 mD untuk
ukuran produksi.
Persamaan permeabilitas Timur:
! = 8581
!"#$ !.!
!! !
Analisis petrofisika dan..., Janitra Aradea Putra, FMIPA, UI, 2014
(2.8)
Lumping (Pembungkalan)
Untuk melakukan pemetaan dan gridding diperlukan pendeskripsian yang lebih sederhana
dari parameter-prameter petrofisika di dalam zona reservoar di setiap sumur. Proses
tersebut disebut lumping atau pembungkalan.
Pembungkalan memiliki nilai kumulatif dari parameter itu di dalam zona
tersebut.Nilai kumulatif memiliki definisi jumlah dari parameter pada setiap kedalaman
sampling.Nilai interval sampling ditentukan dengan nilai penggal (cutoff) yang
menghilangkan zona tidak poduktif sehingga di dapatkan zona net reservoir dan net
pay.Net reservoir merupakan zona produktif reservoar dengan nilai porositas besar dan
kandungan lempung kecil, sedangkan net pay zona produktif reservoar yang hanya
tersaturasi hidrokarbon sehingga ditambahkan nilai penggal saturasi air dimana saturasi air
yang tinggi tidak diperlukan.
Metode Seismik Refleksi Dalam Eksplorasi Hidrokarbon
Metode seismik refleksi didasari oleh perekaman dan pengukuran refleksi dari beberapa
batas lapisan bawah permukaan bumi. Oleh karena itu, sangat penting untuk memahami
sifat gelombang refleksi yang terpantulkan pertama kali dan informasi yang dicirikan oleh
refleksi itu sendiri.
Untuk mengetahui batas-batas reflektor dari sinyal yang dikirim kedalam bumi. Sinyal
dikirim kedalam bumi sebagai gelombang elastik. Pantulan dari gelombang seismik
tersebut terjadi pada saat adanya perubahan impedansi akustik sebagai fungsi dari
kecepatan dan densitas.
Tahap interpretasi bertujuan untuk menerjemahkan data seismik ke dalam pengertian
geologi. Pada tahap ini keluaran dari tahap pengolahan dapat langsung diinterpretasikan
maupun diolah secara lanjut untuk memudahkan penginterpretasian.
Komponen Seismik Refleksi
Komponen yang dihasilkan disini adalah hal-hal yang dihasilkan atau diturunkan
(derivative value) dari parameter dasarseismik refleksi.
Impedansi Akustik
Analisis petrofisika dan..., Janitra Aradea Putra, FMIPA, UI, 2014
Impedansi akustik adalah fungsi perkalian antara densitas media rambat dengan kecepatan
media rambat dan dinyatakan dalam rumus:
AI= ρ.V
(2.9)
AI= Impendasi Akustik
ρ = densitas
V = kecepatan
Kecepatan memiliki peran yang lebih penting dalam mengontrol harga impedansi akustik
karena perubahan kecepatan lebih signifikan daripada perubahan densitas secara lateral
maupun vertikal. Perubahan nilai impedansi akustik dapat menandakan perubahan
karakteristik batuan seperti litologi, porositas, kekerasan dan kandungan fluida. impedansi
akustik
dapat
dianalogikan
berbanding
lurus
terhadap
kekerasan
batuan
dan
berbandingterbalik dengan porositas.
Koefisien Refleksi
Reflektivitas disebut juga sebagai koefisien refleksi (KR),adalah merupakan konsep fisika
dalam metode seismik. Padadasarnya setiap koefisien refleksi dapat dianggap sebuah
respondari wavelet seismik terhadap sebuah perubahan impedansi akustik di dalam bumi
yang didefinisikan sebagai hasilperkalian antara kecepatan kompresional dan densitas.
Secaramatematis, konversi dari impedansi akustik ke reflektivitasmeliputi pembagian beda
impedansi akustik dengan jumlahimpedansi akustik tersebut. Hal ini akan memberikan
persamaankoefisien refleksi pada batas antara kedua lapisan yaitu (Sukmono, 1999) :
!"
!(!!!) !!(!!!) !!! !!"
!!! = !"! = !
!
(!!!) !!(!!!) ! !! !!"
!!!"
!"!!! = !"! !!!"!
!
(2.10)
(2.11)
Analisis petrofisika dan..., Janitra Aradea Putra, FMIPA, UI, 2014
Jika harga impedansi akustik suatu lapisan diketahui, makaharga impedansi akustik
lapisan berikutnya adalah:
!"(!!!) = !"!
!!!!
!!!!
(2.12)
dengan :
KR0= koefisien refleksi
ρi= densitas medium i
ρi+1= densitas medium i+1
Vpi= kecepatan gelombang P pada medium i
Vpi+1= kecepatan gelombang P pada medium i+1
AIi= ρiVpi= nilai impedansi akustik pada lapisan ke i
AIi+1 = ρ(i+1) Vp(i+1) = nilai impedansi akustik pada lapisan ke i+1
Koefisien refleksi ini dapat bernilai positif atau negatiftergantung pada besarnya nilai
impedansi akustik kedua medium.Nilai mutlak koefisien refleksi tidak lebih dari satu.
Nilai positifatau negatif ini akan berpengaruh pada polaritas gelombangseismik yang
dihasilkan.Koefisien refleksi memiliki range antara –1 dan +1. Jikaimpedansi akustik pada
Z2 lebih besar dari impedansi akustikpada Z1, dimana gelombang menjalar dari batuan
dengan hargadensitas dan kecepatan yang lebih tinggi, maka harga koefisienrefleksi akan
positif. Harga koefisien refleksi pada umumnyasemakin berkurang dengan bertambahnya
kedalaman karenapersentasi dari variasi impedansi akustik yang juga semakin
kecilterhadap kedalaman.
Polaritas Seismik
Salah satu hal penting yang harus diketahui oleh seoranginterpreter ketika melakukan
analisis data seismik adalah tipepolaritas yang digunakan dalam rekaman seismik. Tipe
polaritasyang digunakan akan menjelaskan bagaimana waveletmencerminkan koefisien
refleksi baik positif maupun negatif.
Brown dalam Sukmono, (2001) membagi kedua jenispolaritas tersebut menjadi polaritas
konvensi Amerika (SEG) dankonvensi Eropa yang polanya saling berkebalikan. Dari
Analisis petrofisika dan..., Janitra Aradea Putra, FMIPA, UI, 2014
keduajenis polaritas tersebut, polaritas konvensi Amerika (SEG)adalah yang sering
digunakan sebagai polaritas standar. DefinisiSEG (Society of Exploration Geophysicist),
terhadap
polaritasnormal
menyatakan
bahwa
sinyal
yang
memiliki
polaritas
positif(menandakan adanya kenaikan impedansi akustik) direkamdengan angka negatif
pada perekam, memiliki defleksigelombang negatif pada monitor dan ditampilkan sebagai
lembah(trough) pada tampilan seismik. Sedangkan sinyal yang memilikipolaritas negatif
(menandakan adanya penurunan nilai impedansiakustik), dinyatakan dengan puncak
(peak).
Dengan menggunakan polaritas normal konvensi SEG tersebut maka:
1. Pada bidang batas refleksi dimana impedansi akustiklapisan kedua lebih besar dari
impedansi akustik lapisanpertama, defleksinya akan berupa trough.
2. Pada bidang batas refleksi dimana impedansi akustiklapisan kedua lebih kecil dari
impedansi akustik lapisanpertama, defleksinya akan berupa peak.
Wavelet
Wavelet merupakan kumpulan dari sejumlah gelombangharmonik yang mempunyai
amplitudo, frekuensi, dan fasatertentu. Suatu gelombang harmonik dapat dilihat secara
unikmelalui tiga karakter gelombang, yaitu:
1. Amplitudo maksimum adalah simpangan maksimumgelombang harmonik simpangan rata
rata.
2. Frekuensi adalah jumlah putaran gelombang perdetik.Frekuensi dapat ditentukan dengan
menghitung jumlahpuncak dalam interval satu detik.
3. Fasa selalu diukur relatif terhadap suatu referensi.
Ada empat macam jenis wavelet (Gambar 2.15) berdasarkanfase gelombangnya
yaitu wavelet fase nol, fase maksimum, faseminimum, dan fase campuran. Tipe-tipe
wavelet ini mempunyailetak konsentrasi energi yang berbeda-beda. Wavelet fase
nolmempunyai konsentrasi energi maksimum di tengah, mempunyaiwaktu tunda nol dan
sempit dalam kawasan waktu. Wavelet faseminimum mempunyai energi terpusat pada
bagian depan danmempunyai pergeseran fase kecil pada setiap frekuensi. Waveletfase
Analisis petrofisika dan..., Janitra Aradea Putra, FMIPA, UI, 2014
maksimum mempunyai konsentrasi energi di akhir.Sedangkan wavelet campuran
merupakan wavelet yangmempunyai energi campuran dari ketiga bentuk wavelet yanglain.
Trace Seismik
Model dasar dan yang sering digunakan dalam model satudimensi untuk trace seismik
yaitu mengacu pada modelkonvolusi yang menyatakan bahwa tiap trace merupakan
hasilkonvolusi sederhana dari refelektivitas bumi dengan fungsisumber seismik ditambah
dengan noise. Dalam bentukpersamaan dapat dituliskan sebagai berikut (tanda *
menyatakankonvolusi) :
S (t) = W (t) * r (t) + n (t) (2.14)
Dimana : S (t) = trace seismik
W (t) = wavelet seismik
r (t) = reflektivitas bumi, dan
n (t) = noise.
Konvolusi dapat dinyatakan sebagai “penggantian(replacing)” setiap koefisien refleksi
dalam skala waveletkemudian menjumlahkan hasilnya seperti yang dinyatakan olehRussell
(1996) :
“Convolution can be thought of as “replacing” eachreflection coefficient with
ascaled version of waletet andsumming the result”.
Sudah diketahui bahwa refleksi utama bersosiasi denganperubahan harga impedansi.
Selain itu wavelet seismik umumnyalebih panjang daripada spasi antara kontras impedansi
yangmenghasilkan koefisien refleksi. Dapat diperhatikan bahwakonvolusi dengan wavelet
cenderung
“mereduksi”
koefisienrefleksi
sehingga
mengurangi
resolusi
untuk
memisahkanreflektor yang berdekatan.
Well Seismic Tie
Well seismic tie merupakan suatu tahapan untukmengikatkan data sumur terhadap data
seismik. Ini digunakanuntuk menempatkan even reflektor seismik pada kedalaman
Analisis petrofisika dan..., Janitra Aradea Putra, FMIPA, UI, 2014
yangsebenarnya serta untuk mengkorelasikan informasi geologi yangdiperoleh dari data
sumur dengan data seismik. Prinsip yangdigunakan adalah mencocokkan even refleksi
pada data seismikdengan seismogram sintetik yang bersesuaian dengan suatubidang batas.
Pencocokkan dilakukan dengan mengkoreksi nilaitabel time-depth dari data check-shot
tiap sumur agar twt even-evenpada seismogram sintetik sama dengan data seismik.
Analisa well seismic tie memperlihatkan bahwa seismogramsintetik memiliki even-even
refleksi
yang
berkorelasi
denganhorizon-horizon
pada
data
seismik
yang
merepresentasikanperubahan koefisien refleksi atau suatu bidang batas perlapisanbatuan.
Pola refleksi yang direpresentasikan dengan amplitudowavelet seismogram sintetik
bersesuaian dengan waveletseismik.
Metode Inversi Seismik
Inversi seismik adalah suatu metode untuk mendapatkan model geologi bawah permukaan
dari data seismik dengan data log (sumur) sebagai kontrolnya (Sukmono, 2007). Parameter
yang didapatkan dari inversi seismik adalah impedansi akustik (Z).Dari data densitas dan
sonik dari sumur didapatkan nilai impedans kemudian didapatkan nilai koefisien refleksi.
Koefisien refleksi tersebut dikonvolusikan dengan wavelet sehingga didapatkan
seismogram sintetik yang selanjutkan akan digunakan untuk well-seismik tie.
Terdapat beberapa model inversi seismik, tapi dalam penelitian ini menggunakan inversi
model-based. Secara umum, inversi model-based menggunakan model awal impedansi
yang berasal dari sumur lokal dan kemudian di generate ke dalam volum seismik secara
lateral dengan panduan horizon. Hasil inversi dapat digunakan untuk melakukan
karakterisasi reservoar.
Analisa Multiatribut Seismik
Analisa multiatribut merupakan salah satu metode statistika yang menggunakan lebih dari
satu atribut untuk memprediksi beberapa properti fisik dari dalam bumi. Dengan analisis
ini dicari hubungan antara log dengan data seismik, kemudian digunakan untuk
mengestimasi atau memprediksi volum dari properti log pada volum seismik.
Atribut sendiri didefinisikan oleh Chen dan Sydney (1997) sebagai segala informasi yang
bisa didapatkan dari seismik, baik dengan pengukuran secara langsung atau dengan
Analisis petrofisika dan..., Janitra Aradea Putra, FMIPA, UI, 2014
analisis berdasarkan pengalaman. Barnes (1999) mendefinisikan atribut seismik sebagai
sifat kuantitatif dan deskriptif dari seismik yang dapat ditampilkan pada skala yang sama
dengan data orisinal. Sedangkan definisi atribut menurut Brown (1999) adalah suatu
derivatif pengukuran seismik dasar. Gambar 2.16 adalah gambar diagram atribut seismik.
Gambar 2.16 Diagram atribut seismik (Sukmono, 2007)
Pada sifat reservoar tertentu beberapa atribut seismik lebih sensitif dibandingkan dengan
atribut seismik lainnya, sedangkan atribut seismik lainnya juga dapat menampilkan
informasi bawah permukaan yang mula-mula tersembunyi menjadi lebih baik, atau bahkan
dapat mendeteksi Direct Hydrocarbon Indicator (DHI).
Beberapa atribut seismik sangat berkaitan erat dengan porositas karena porositas memiliki
peran besar dalam mempengaruhi efek penjalaran gelombang dalam medium. Atribut
seismik dapat dikategorikan menjadi 2 kelompak, yaitu:
a. Atribut Horizontal-Based
: dihitung sebagai nilai rata-rata antara 2
horizon.
b. Atribut Sampled-Based
: nilai dihitung per sampel.
Atribut yang digunakan dalam analisa multiatribut menggunakan software Humpson
Russell (EMERGE) dalam bentuk sampled-based attributes.Terdapat 6 macam atribut
yang digunakan dalam atribut sample-based yang digunakan sebagai atribut internal:
a. Atribut sesaat atau atribut kompleks
b. Atribut jendela frekuensi
c. Atribut filter slice
Analisis petrofisika dan..., Janitra Aradea Putra, FMIPA, UI, 2014
d. Derivatif attributes
e. Integrated attributes
f. Atribut waktu
Regresi Linear Multiatribut
Pengembangan dari crossplot konvensional adalah dengan menggunakan multiple
attribute. Dalam metode ini bertujuan mencari sebuah operator yang dapat memprediksi
log sumur dari data seismik di dekatnya. Pada kenyataannya kita menganalisa data atribut
seismik bukan data seismik itu sendiri.Karena data atribut lebih menguntungkan data
seismik itu sendiri, sehingga mampu meningkatkan kemampuan prediksi.
Pada tiap sampel waktu, log target dimodelkan oleh persamaan linier:
! ! = !! + !! !! ! + !! !! ! + !! !! !
(2.15)
Pembobotan pada persamaan ini dihasilkan dengan meminimalisasi mean squared
prediction error.
!! =
!
!
!
!!! (!!
− !! − !! !!! − !! !!! − !! !!! )!
(2.16)
Untuk mendapatkan kombinasi atribut yang paling baik untuk memprediksi log target
dilakukan proses stepwise regression. Tahap awal proses ini dengan menggunakan trial
and error untuk mencari atribut tunggal pertama yang paling baik. Atribut terbaik adalah
yang memberikan eror prediksi yang paling rendah.Tahap kedua, dicari pasangan atribut
yang paling baik, yaitu pasangan yang memberikan eror paling kecil. Tahap pertama dan
kedua akan terus berulang sebanyak yang diinginkan. Eror prediksi untuk n atribut selalu
lebih kecil atau sama dengan n-1 atribut.
Semakin banyak jumlah atribut yang digunakan, maka eror prediksi akan semakin
berkurang. Namun makin banyak atribut yang digunakan data yang dihasilkan akan buruk
bila diterapkan pada data baru (yang tidak termasuk data training) karena atribut tersebut
terlalu dicocokkan dengan data training. Hal ini dinamakan over training.
Hasil dan Pembahasan
Kandungan Lempung dan Porositas
Analisis petrofisika dan..., Janitra Aradea Putra, FMIPA, UI, 2014
Perhitungan kandungan lempung dilakukan pada ketiga sumur dengan menggunakan
indikator tunggal GR, resistivitas, dan indikator ganda neutron-densitas.Evaluasi
kandungan lempung ini dilakukan pada masing-masing zona di tiap sumurnya.
Gambar 4.1 Zona Target pada sumur 1
Pada sumur 1 zona yang diangap potensial dengan kandungan lempung sedikit adalah
zona yang ditandai dengan kotak berwarna hijau yang berada pada kedalaman 5100-5300
feet. Zona tersebut berada pada formasi Top Chalk, yaitu formasi ekofisk yang memiliki
besar kandungan lempung 3%. Zona resevoar tersebut merupakan Limestone/Chalk yang
memiliki Porositas sebesar 27-32%. Dari analisis log berdasarkan parameter Gamma Ray,
Resistivity dan Crossover antara porositas neutron dan densitas dapat dilihat bahwa zona
tersebut memiliki kemungkinan menjadi sebuah reservoir yang baik, tetapi ada kendala
berupa Sw yang cenderung mendekati 1, yang berarti zona tersebut tidak memenuhi
keadaan yang menandakan adanya HC.
Analisis petrofisika dan..., Janitra Aradea Putra, FMIPA, UI, 2014
Gambar 4.2 Zona Target pada sumur 2
Pada sumur 2 ini terdapat kesulitan untuk menentukan zona target pada log akibat data log
yang tidak komplit. Tetapi dari data log Gamma Ray dan Resistivity kita masih dapat
menganalisa kemungkinan adanya potensi hidrokarbon. Gamma Ray yang rendah pada
zona di dalam kotak berwarna hijau menandakan adanya zona permeabel sebagai sebuah
reservoir dan resistivitas yang tinggi menandakan kemungkinan terdapat HC. Kendala
yang terdapat di log ini adalah tidak lengkapnya log porositas neutron dan densitas
sehingga kita tidak dapat menentukan porositas di daerah target.
Pada sumur 3 terdapat zona potensial yang cukup tebal dimana ada indikasi HC dari log
resistivitas dan Crossover porositas neutron dan densitas. Sw yang terdapat di zona target
juga berkisar 28-40%. Kemungkinan besar terdapat kandungan HC pada reservoir tesebut.
Analisis petrofisika dan..., Janitra Aradea Putra, FMIPA, UI, 2014
Gambar 4.3 Zona Target pada sumur 3
Analisis petrofisika dan..., Janitra Aradea Putra, FMIPA, UI, 2014
Gambar 4.4 Zona Target pada sumur 4
Cutoff dan Lumping
Berdasarkan proses penentuan cutoff pada BAB III, masing-masing sumur memiliki nilai
cutoff porositas dan kandungan lempung. Masing-masing nilai di semua sumur dirataratakan sehingga didapatkan suatu nilai yang digunakan untuk pembuatan lumping. Untuk
nilai saturasi air cutoffyang digunakan 50%. Nilai cutoff tiap sumurnya berada pada tabel
4.1.
Dengan memasukkan nilai cutoff porositas sebesar 0,06 (pembulatan) atau 6% dan cutoff
kandungan lempung sebesar 60% sehingga dihasilkan net reservoir. Bila net reservoir
ditambahkan nilai cutoff saturasi air maka didapatkan net pay sebagai indikator zona
potensial akan hidrokarbon.
Tabel 4.1 Cutoff porositas, Sw dan kandungan lempung
Sumur
WELL 1
WELL 2
Well 3
WELL 4
PHIE
0.296
0.183
0.45
0.262
VWCL
0.153
0.122
0
0.09
SW
0.832
0.209
0.425
0.55
Reservoar yang potensial dengan produksi banyak, sebaiknya memiliki nilai net to gross
(NTG) yang besar sebagai representasi rasio reservoar yang dapat menampung
hidrokarbon.NTG yang baik adalah NTG dengan rasio mendekati 1. Nilai tersebut
dipengaruhi oleh nilai porositas, kandungan lempung, dan saturasi air pada reservoar.
Analisa Multiatribut
Untuk membuat volum pseudo log, harus membutuhkan suatu parameter untuk saling
mengintegrasikan antara data seismik di sekitar sumur dengan data log. Parameter itu
adalah atribut seismik.
Analisis petrofisika dan..., Janitra Aradea Putra, FMIPA, UI, 2014
Proses analisa multiatribut berawal dari pemilihan property log dari sumur yang ingin
diintegrasikan dengan data seismik sebagai parameter pembuatan pseudo volum.Dalam
penelitian ini, property log yang akan dipilih adalah porositas efektif (PHIE) dan saturasi
air (SW). Kemudian dilajutkan dengan memasukkan data RAW seismik dan hasil inversi
sebagai atribut eksternal.Pemilihan time window dalam analisa atribut ini akan
menentukan seberapa besar korelasi antara atribut log sebenarnya dengan atribut log hasil
prediksi melalui analisa multiatribut ini.
Hasil dari multiatribut menggunakan data porositas menunjukkan hasil penyebaran
porositas pada penampang seismik dapat dilihat pada Gambar 4.5. Selain porositas kita
juga menggunakan saturasi air agar kita dapat melihat persebaran saturasi air pada
penampang seismic Gambar 4.6.
Gambar 4.5 Penampang porositas hasil multiatribut
Analisis petrofisika dan..., Janitra Aradea Putra, FMIPA, UI, 2014
Gambar 4.6 Penampang Sw hasil multiatribut
Gambar 4.7 Hasil korelasi Data Multiatribut
Dari hasil pendistribusian Porositas dan Water Saturation dapat kita peroleh peta
penyebaran porositas dan saturasi air pada surface seismik. Peta penyebaran porositas dan
saturasi air dapat dilihat pada Gambar 4.8 dan Gambar 4.9.
Analisis petrofisika dan..., Janitra Aradea Putra, FMIPA, UI, 2014
Gambar 4.8 Peta penyebaran Porositas
Gambar 4.9 Peta penyebaran Sw
Dari peta penyebaran porositas kita dapat melihat bahwa porositas yang baik berwarna
merah hingga ungu. Kemudian dari peta penyebaran Sw kita dapat juga melihat bahwa
daerah yang memiliki Sw yang rendah berwarna hijau.
Reservoar yang baik memiliki porositas yang tinggi dan Sw yang rendah, maka kita
memeprkirakan daerah mana yang merupakan sebuah reservoar yang potensial. Zona yang
ditandai dengan lingkaran berwarna biru merupakan zona yang memiliki porositas dan Sw
yang baik untuk sebuah reservoar. Nilai porositas di zona tersebut berkisar antara 18-22%
dan nilai Sw berkisar antara 20-46%.
Analisis petrofisika dan..., Janitra Aradea Putra, FMIPA, UI, 2014
Kesimpulan
1. Dilihat dari data petrofisiknya,
formasi karbonat yang terdapat di lapangan
Danish North Sea.
2. Nilai penggal (cutoff) porositas sebesar 6%, kandungan lempung 60%, dan
saturasi air 50%.
3. Pembuatan lumping sangat memudahkan dalam pendeskripsian reservoar.
4. Dari hasil perhitungan petrofisika, formasi yang
memiliki prospek sebagai
reservoar yang baik memiliki nilai porositas 20%-40% dan saturasi air 30-40%.
5. Metode seismik inversi dapat memprediksi penyebaran porositas berdasarkan
hasil properti AI.
6. Analisa multiatribut dapat memprediksi distribusi sifat fisik batuan keseluruhan
pada volume data seismik.
7. Dengan melihat distribusi parameter petrofisika, akan memudahkan dalam
melakukan interpretasi hingga tahap pemodelan.
Daftar Referensi
Hampson-Russell Software Service, Ltd., 2000, Strata Analysis Tutorial.
Hampson, Dan., Todorov, Todor., and Russel, Brian., 2000, Using multi-attribute
transforms to predict log properties from seismic data, Exploration Geophysics
(2000) vol. 31 No. 3, 481-487.
Harsono, A., 1997, Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log, Schlumberger Oilfield Service,
Edisi ke-8, Jakarta.
Schultz, P. S., Ronen, S., Hattori, M., dan Corbett, C., 1994, Seismic Guided Estimation
of Log Properties, The Leading Edge, Vol. 13, hal. 305-315.
Sukmono, S., 1999, Interpretasi Seismik Refleksi, Geophysical Engineering, Bandung
Institute of Techology Bandung.
Sukmono, S., 2000, Seismik Inversi untuk Karakterisasi Reservoir, Bandung, ITB.
Sukmono,
S.,
2001,
Seismic
Inversion
and
AVO
Analysis
for
Reservoir
Characterization, Departemen Teknik Geofisika, Institut Teknologi Bandung.
Analisis petrofisika dan..., Janitra Aradea Putra, FMIPA, UI, 2014
Asquith, G. dan Krygowski, D. 2004, Basic Well Log Analysis, The American
Association of Petroleum Geologist, Tjulsa, Oklahoma.
Bassiouni, Zaki. 1994. Theory, Measurement, and Interpretation of Well Logs, volume 4,
Society of Petroleum Engineers, Louisiana.
Glover, Paul. 2007. Petrophysics MSc course notes
Harsono, Adi. 1997. Evaluasi Formasi dan Aplikasi log. Schlumberger Oilfield Services
Sukmono, S. 2007. Fundamentals of Seismic Interpretation, Geophysical Engineering,
Bandung Institute of Technology, Bandung.
Sukmono, S. 2001. Seismik Atribut Untuk Karakterisasi Reservoar.Lab. Geofisika
Reservoar. Jurusan Teknik Geofisika ITB, Bandung.
Zain, Riki P. 2012. Analisa Petrofisika dan Multiatribut Seismik Untuk Karakterisasi
Reservoar pada Lapangan Spinel Cekungan Cooper-Eromanga, Australia
Selatan. Kekhususan Geofisika, Departemen Fisika, Fakultas Matematika dan
IlmuPengetahuan Alam, Universitas Indonesia.
Nainggolan, Sufrianto M. 2013. Analisis Petrofisika Dan Multiatribut Seismik Untuk
Karakterisasi Reservoar Pada Lapangan Penobscot, Nova Skotia,Kanada.
Kekhususan Geofisika, Departemen Fisika, Fakultas Matematika dan
IlmuPengetahuan Alam, Universitas Indonesia.
Analisis petrofisika dan..., Janitra Aradea Putra, FMIPA, UI, 2014