Upload
ichsan-adhi-chrisna
View
25
Download
3
Embed Size (px)
DESCRIPTION
TUGAS AKHIR
Citation preview
BAB I
PENDAHULUAN
1.1 Latar Belakang
Geologi merupakan cabang ilmu yang mempelajari tentang kebumian,
termasuk didalamnya mengenai sumberdaya alam yang ada dibumi. Salah
satu sumberdaya alam yang ada di bumi adalah minyak dan gas bumi. Untuk
memperoleh minyak dan gas bumi dibutuhkan tahapan studi regional, tahapan
eksplorasi hingga eksploitasi.
Eksplorasi di dunia migas sudah maju hal ini ditunjukkan dengan data
yang dibutuhkan untuk eksplorasi ini semakin banyak. Data yang dapat
diperoleh untuk mengetahui kondisi bawah permukaan antara lain log gamma
ray (GR), spontaneous potential (SP), resistivitas (MSFL, LLD dan LLS),
densitas (RHOB), neutron (NPHI), log sonik (DT), seismik, cutting serta data
core. Dengan data tersebut maka dapat mengurangi resiko kegagalan dalam
proses eksplorasi.
Dalam eksplorasi terdapat tahapan analisis kuantitatif dan kualitatif.
Analisis kualitatif dilakukan dengan menggunakan data wireline log, yang
dilanjutkan dengan melakukan analisis kuantitatif untuk memperoleh nilai
cadangan hidrokarbon.
Salah satu daerah di Indonesia yang memiliki potensi hidrokarbon dan
telah dilakukan ekplorasi adalah di wilayah Cekungan Jawa Barat Utara.
Tahapan eksploitasi juga telah dilakukan pada daerah ini.
PT PERTAMINA ASET 3 merupakkan salah satu perusahaan yang
melakukan eksplorasi dan eksploitasi hidrokarbon di Cekungan Jawa Barat
Utara. Salah satu lapangan yang dikelola oleh PT PERTAMINA ASET 3
adalah Lapangan Karangbaru.
Berdasarkan hal tersebut, maka penulis dalam tugas akhir ini mengangkat
topik dan judul yaitu: Analisis log untuk mengetahui potensi cadangan
1
hidrokarbon pada Sumur w, x, y dan z pada Formasi Talang Akar
Lapangan Karangbaru Cekungan Jawa Barat Utara.
1.2 Identifikasi Masalah
Dalam melakukan suatu penelitian mengenai eksplorasi hidrokarbon
hingga memperoleh cadangan hidrokarbon dibutuhkan studi mengenai proses
untuk mendapatkan cadangan hidrokarbon tersebut. Mengetahui zona yang
prospek sebagai tempat terakumulasinya hidrokarbon dan melakukan
perhitungan petrofisika adalah bagian dari tahapan untuk memperoleh
cadangan hidrokarbon.
Berdasarkan hal tersebut, identifikasi masalah dalam penelitian yang
dilakukan ini adalah:
1. Apa urutan litostratigrafi yang ada pada tiap sumur yang di teliti?
2. Apa tipe litologi yang prospek sebagai tempat terakumulasinya
hidrokarbon?
3. Bagaimana mengetahui zona prospek hidrokarbon yang ada pada tiap
sumur yang diteliti?
4. Bagaimana mengetahui volume hidrokarbon yang diteliti dengan
menggunakan radius dari titik lubang sumur?
1.3 Pembatasan Masalah
Masalah yang akan dibahas dalam penelitian ini antara lain:
1. Penentuan tipe urutan litologi yang ada pada sumur yang diteliti
dengan analisis wireline log yang terdiri dari log gamma ray (GR),
spontaneous potential (SP), resistivitas (MSFL, LLD dan LLS),
densitas (RHOB), neutron (NPHI) dan log sonik (DT).
2. Penentuan zona prospek hidrokarbon pada setiap sumur dengan
melihat data wireline log yang terdiri dari log gamma ray (GR),
spontaneous potential (SP), resistivitas (MSFL, LLD dan LLS),
densitas (RHOB), neutron (NPHI) dan log sonik (DT).
2
3. Melakukan perhitungan petrofisika untuk mendapatkan nilai, volume
shale, saturasi air, porositas dan permeabilitas.
4. Penentuan cadangan hidrokarbon yang ada pada setiap sumur yang
diteliti.
1.4 Maksud dan Tujuan
1.4.1 Maksud
Maksud dari penelitian ini adalah :
1. Melakukan analisis kualitatif berupa penentuan urutan litostratigrafi
dan penentuan daerah yang dianggap prospek hidrokarbon pada
sumur w,x,y, dan z menggunakan data log gamma ray (GR), log
spontaneous potensial (SP), log resistivitas (MSFL, LLD dan LLS),
log densitas (RHOB), log neutron (NPHI), dan log sonik (DT).
2. Melakukan perhitungan petrofisika dan perhitungan cadangan well
basis pada sumur w,x,y, dan z.
1.4.2 Tujuan
Tujuan dari penelitian ini antara lain:
1. Mengetahui jenis litologi dan korelasi litologi.
2. Mengetahui litologi yang dianggap sebagai zona prospek
hidrokarbon pada setiap sumur.
3. Mengetahui parameter petrofisika berupa porositas (Φ), Resistivitas
(Rt), permeabilitas (K), kejenuhan air (Sw), serta cadangan
hidrokarbon pada sumur w,x,y, dan z.
1.5 Manfaat Penelitian
Penelitian ini diharapkan dapat bermanfaat baik untuk peneliti, untuk
pembaca penelitian ini maupun bagi PT PERTAMINA ASET 3 sebagai
perusahaan tempat penulis melakukan penelitian.
Melalui penelitian ini maka didapat beberapa manfaat, yaitu diketahuinya
jenis litologi yang memiliki prospek hidrokarbon, serta jumlah cadangan di
3
setiap sumurnya, sehingga dapat membantu perusahaan untuk mengetahui
jumlah cadangan yang ada.
1.6 Lokasi DanTempat Pelaksanaan Penelitian
Lokasi penelitian terletak pada Lapangan Karangbaru Cekungan Jawa
Barat Utara.
Gambar 1.1 Lokasi objek penelitian (Pertamina EP, 1996)
Penelitian dilaksanakan di kantor Teknik G & G PT PERTAMINA
ASET 3, yang beralamat di Jalan Patra Raya Klayan No. 1 Cirebon, Jawa
Barat, 45151.
1.7 Waktu Pelaksanaan Penelitian
Waktu pelaksanaan penelitian atau Tugas Akhir adalah selama dua bulan
yang dimulai pada tanggal 1 Agustus 2014 sampai 30 September 2014,
dengan pembagian waktu pelaksanaan Tugas Akhir sebagai berikut:
4
Tabel 1.1 Waktu Pelaksanaan
NoKEGIATAN
AGUSTUS SEPTEMBER#1 #2 #3 #4 #1 #2 #3 #4
1Studi Pustaka dan pengumpulan data sekunder
2Analisis litologi dan penentuan zona prospek dengan data log
3Korelasi litologi
4Perhitungan Petrofisika pada setiap sumur yang diteliti
5Perhitungan cadangan pada setiap sumur yang diteliti
6 Pembuatan Laporan
1.8 Sistematika Penulisan Laporan Penelitian Tugas Akhir
Sistematika penulisan pada laporan penelitian tugas akhir ini adalah:
1. BAB I PENDAHULUAN
Berisi latar belakang penelitian, identifikasi masalah, pembatasan
masalah, maksud dan tujuan penelitian, manfaat penelitian, tempat
pelaksanaan penelitian, waktu pelaksanaan penelitian, dan sistematika
penulisan dari laporan penelitian tugas akhir.
2. BAB II TINJAUAN PUSTAKA
Berisi mengenai pustaka yang berhubungan dengan penelitian,
seperti kondisi geologi regional dan stratigrafi. Serta berisi konsep
analisis log gamma ray (GR), log spontaneous potensial (SP), log
resistivitas (MSFL, LLD dan LLS), log densitas (RHOB), log neutron
(NPHI) dan log sonik (DT), konsep perhitungan petrofisis dan
perhitungan cadangan hidrokarbon.
5
3. BAB III METODOLOGI PENELITIAN
Menjelaskan mengenai metode yang digunakan yaitu, metode
deskriptif dan analisis, yang dilanjutkan dengan urutan tahapan dalam
penelitian, mulai dari tahapan awal penelitian hingga tahapan akhir
penelitian.
4. BAB IV HASIL DAN PEMBAHASAN PENELITIAN
Menjabarkan hasil pengolahan data dan analisis yang meliputi:
penentuan jenis litologi yang ada pada formasi yang diteliti, penentuan
korelasi dari data log, perhitungan petrofisis pada setiap sumur yang
diteliti, dan perhitungan cadangan hidrokarbon pada sumur yang
diteliti.
5. BAB V KESIMPULAN DAN SARAN
Merupakan bab penutup yang menyajikan kesimpulan yang
didapatkan dari hasil penelitian ini yang disertai saran bagi perusahaan.
1.9 Peneliti Terdahulu
Penelitian yang pernah dilakukan di daerah Cekungan Jawa Barat Utara
adalah:
1. Budiyani, Sri., Priambodo, Doddy.1991. Konsep Eksplorasi di Cekungan
Jawa Barat Utara. Makalah Ikatan Ahli Geologi Indonesia PIT ke-20.
Twentieth IAGI Annual Convention Jakarta, Indonesia December 10 – 12,
1991.
isi dari penelitian adalah mengenai konsep dan analisis yang diterapkan
dalam kegiatan eksplorasi hidrokarbon pada daerah Cekungan Jawa Barat
Utara.
2. Sukmono, S. dan Santoso, D., 2006. Integrating Seismic Attribute For
Reservoir Characterization In Melandong Field, Indonesia. ITB,
Bandung.
Penelitian ini membahas mengenai integrasi antara rms amplitude,
variance, dan AI yang diterapkan dalam interpretasi dan karakterisasi
reservoir TAF channels dan karbonat BRF pada Lapangan Melandong.
6
3. Surbakti, A. H., 2007. Studi Distribusi Properti Reservoir HN-77 Dan HN-
79 Formasi Talang Akar, Lapangan Hani, Sub Cekungan Ardjuna. ITB,
Bandung.
Penelitian ini membahas hubungan properti reservoir mengetahui luas
pelamparan dan penyebaran properti reservoir tersebut.
4. Nugraha, Dimas A., 2013. Pemetaan Bawah Permukaan dan Analisis
Persebaran Reservoir Pada Formasi Talang Akar Area Lapangan
Raraswari Cekungan Jawa Barat Utara. Program Studi Teknik Geologi,
Fakultas Teknik, Universitas Diponegoro.
Isi dari penelitian ini adalah mengetahui karakteristik kenampakan fisik
formasi, pemetaan bawah permukaan, analisis persebaran reservoir serta
perhitungan cadangan pada Lapangan Raraswari, Cekungan Jawa Barat
Utara.
7
BAB II
DASAR TEORI
2.1 Geologi Regional Cekungan Jawa Barat Utara
Menurut Martodjojo (2003), Cekungan Jawa Barat Utara terletak di
barat daya Pulau Jawa dan meluas hingga lepas pantai Laut Jawa. Cekungan
Jawa Bagian Utara secara regional merupakan sistem busur belakang (back
arc basin) yang terletak di antara lempeng mikro Sunda dan tunjaman Tersier
India-Australia. Aktivitas tektonik telah menghasilkan sesar-sesar turun
berarah utara-selatan di bagian utara cekungan serta membagi tiga sub
cekungan yaitu: Sub Cekungan Ciputat, Sub Cekungan Pasir Putih dan Sub
Cekungan Jatibarang.
Gambar 2.1 Regional Section Cekungan Jawa Barat Bagian Utara (Martodjojo, 2003)
Sesar-sesar tersebut mengontrol pembentukan struktur horst dan graben
yang menyusun serta mempengaruhi sedimentasi di sub cekungan. Ketiga sub
cekungan dipisahkan oleh blok naik dari sesar yaitu: blok naik
Rengasdengklok, blok naik Tangerang dan blok naik Pamanukan. Di bagian
selatan cekungan berkembang sesar-sesar naik yang berarah timur-barat.
8
Sesar-sesar ini berumur lebih muda dan memotong sedimen Tersier sampai
permukaan.
Cekungan Jawa Barat Utara secara umum dibatasi oleh Cekungan
Bogor di bagian selatan, Platform Seribu di bagian barat laut, Cekungan
Arjuna di bagian utara dan Busur Karimun Jawa di bagian timur laut
(Narpodo, 1996).
2.1.1 Fisiografi Cekungan
Menurut Padmosukismo dan Yahya (1974), Cekungan ini dibatasi oleh
Cekungan Bogor di bagian selatan, dibagian barat laut dibatasi oleh seribu
platform, dibagian utara oleh Cekungan Arjuna dan di bagian timur oleh
Busur Karimun Jawa. Sesar-sesar utama yang berpola utara selatan dan
berumur pratersier menyebabkan cekungan ini terpisah menjadi tiga sub
cekungan, yaitu: Sub Cekungan Ciputat, Sub Cekungan pasir putih, dan Sub
Cekungan Jatibarang yang merupakan blok turun dari sesar-sesar utama.
Ketiga sub cekungan tersebut dibatasi blok naik yang merupakan blok naik
dari sesar-sesar utama, yaitu: blok naik Tangerang, blok naik Rengasdengklok
dan blok naik Pamanukan.
2.2 Stratigrafi Cekungan Jawa Barat Bagian Utara
Sedimentasi Tersier di Cekungan Jawa Barat Utara dimulai pada Kala
Eosen Tengah-Oligosen Tengah dengan pengendapan Formasi Vulkanik
Jatibarang di atas permukaan bidang erosi dari batuan dasar Pra-Tersier.
Material vulkanik dihasilkan oleh aktivitas vulkanisme dari pusat-pusat erupsi
di Sub Cekungan Jatibarang dan Blok naik Pamanukan. Terdapat
konglomerat dan tufa di timur Paparan Pulau Seribu yaitu di blok naik
Tangerang yang dihasilkan oleh erosi aktif dekat sumber di sebelah barat. Sub
Cekungan Pasir Putih dan Jatibarang terus mengalami penurunan dengan
cepat sehingga dapat menerima sedimen vulkanik sampai 1000 m
(Martodjojo, 2003).
Pada Miosen Awal, fase transgresi pertama mulai berlangsung dengan
dimulainya penggenangan cekungan oleh air laut pada daerah timur dan pada
9
daerah barat adalah percampuran dari air dari laut dan air dari darat. Fase
transgresi ini menghasilkan sedimen anggota Cibulakan bawah yang setara
dengan Formasi Talang Akar yang diendapkan di atas bidang bidang
ketidakselarasan menyudut dari Formasi Vulkanik Jatibarang. Kondisi
cekungan stabil, hanya Sub Cekungan Ciputat yang mengalami penurunan
cepat, air menggenangi blok naik Tangerang sehingga sedimen klastik yang
dihasilkan, diendapkan di laut yang berbeda.
Pada akhir Miosen Awal, kondisi cekungan secara keseluruhan relatif
stabil. Daerah sebelah barat Pamanukan merupakan platform laut dangkal dan
karbonat berkembang membentuk batugamping setara Formasi Baturaja,
sedangkan di bagian timur laut manjadi lebih dalam. Kondisi adanya karbonat
yang tebal menunjukkan bahwa bagian barat mengalami penurunan lagi. Blok
naik Tangerang tetap muncul walaupun dengan relief yang rendah.
Pada Miosen Tengah, seiring dengan pengendapan karbonat, laut
meluas ke arah barat dan menggenangi blok naik Tangerang. Transgresi ini
terjadi disebabkan oleh penurunan yang cepat Sub Cekungan Ciputat dan
Pasir Putih. Blok naik Rengasdengklok tergenang air laut. Sedimen yang
terbentuk merupakan anggota Cibulakan Atas dengan ketebalan 1200 m di
Sub Cekungan Pasir.
Selama akhir Miosen Tengah sampai awal Miosen Akhir cekungan
kembali menjadi stabil dan fase transgresi kedua mulai terjadi pengendapan
batugamping Formasi Parigi. Cekungan berada dalam lingkungan yang
dangkal, hangat dan jernih. Karbonat Formasi Parigi berkembang membentuk
carbonate build up yang memanjang dengan arah relatif utara-selatan,
sedangkan lereng berkembang sejajar dengan bentuk sembulannya. Pada
periode ini dari Jatibarang ke Cicauh arah laut terbuka adalah ke arah selatan,
sedangkan dari Cicauh, Jatinegara dan Rengasdengklok arah laut terbuka
adalah ke arah Barat.
Mulai Miosen Akhir sampai Pliosen, fase transgresi mencapai
maksimum dan terjadi pengangkatan daratan di bagian utara serta dasar laut
menjadi dalam sehingga pertumbuhan karbonat berhenti. Regresi terjadi
10
dengan adanya pengendapan Formasi Cisubuh di lingkungan marginal
marine paralic. Formasi Cisubuh tersusun oleh perselingan batulempung
dengan batupasir dan batugamping. Pengangkatan di bagian sumbu Pulau
Jawa membentuk antiklin pada Pliosen Akhir, mengakhiri pengendapan
Formasi Cisubuh.
Urutan stratigrafi tersebut dari yang paling tua sampai yang termuda
(Martodjojo, 2003) adalah sebagai berikut:
2.2.1 Batuan Dasar
Batuan Dasar berupa batuan beku andesitik dan basaltik yang berumur
Kapur Tengah sampai Kapur Atas dan batuan metamorf yang berumur Pra-
Tersier (Sinclair, dkk., 1995). Lingkungan pengendapannya merupakan
suatu permukaan dengan sisa vegetasi tropis yang lapuk (Koesoemadinata,
1980).
2.2.2 Formasi Jatibarang
Formasi Jatibarang tersusun oleh endapan early synrift, terutama
dijumpai pada bagian tengah dan timur Cekungan Jawa Barat Bagian Utara.
Pada bagian barat cekungan ini yang termasuk adalah daerah Tambun –
Rengasdengklok, Formasi Jatibarang tidak banyak terlihat. Pada bagian
bawah Formasi ini tersusun oleh tufa bersisipan lava sedangkan bagian atas
tersusun oleh batupasir.
Formasi ini diendapkan pada fasies continental-fluvial. Minyak dan gas
di beberapa tempat dapat ditemukan di rekahan-rekahan tufa tersebut.
Formasi ini terletak secara tidak selaras di atas batuan dasar.
2.2.3 Formasi Talang Akar
Pada synrift berikutnya diendapkan Formasi Talang Akar. Pada
awalnya Formasi ini memiliki fasies fluvial-deltaic sampai fasies marine.
Litologi Formasi ini diawali oleh perselingan sedimen batupasir dengan
serpih non-marine dan diakhiri oleh perselingan antara batugamping, serpih
dan batupasir dalam fasies marine. Ketebalan Formasi ini sangat bervariasi
dari pada blok naik Rengasdengklok ketebalannya 254 m, di blok naik
Tambun-Tangerang ketebalanya diperkirakan lebih dari 1500 m pada pusat
11
Rendahan Ciputat. Pada akhir sedimentasi, Formasi Talang Akar ditandai
dengan berakhirnya sedimentasi synrift. Formasi ini diperkirakan
berkembang cukup baik di daerah Sukamandi dan sekitarnya.
Formasi ini diendapkan pada Kala Oligosen sampai dengan Miosen
Awal. Pada Formasi ini juga dijumpai lapisan batubara yang kemungkinan
terbentuk pada lingkungan delta. Batubara dan serpih tersebut merupakan
batuan induk untuk hidrokarbon.
2.2.4 Formasi Baturaja
Formasi ini terendapkan secara selaras di atas Formasi Talang Akar.
Litologi penyusunnya terdiri dari batugamping terumbu dengan penyebaran
tidak merata. Pada bagian bawah tersusun oleh batugamping masif yang
semakin ke atas semakin berpori. Selain ditemukan dolomit, interkalasi
serpih glaukonit, napal, rijang dan batubara. Formasi ini terbentuk pada
Kala Miosen Awal sampai Miosen Tengah terutama dari asosiasi
foraminifera. Lingkungan pembentukan Formasi ini adalah pada kondisi
laut dangkal, air cukup jernih, sinar matahari cukup terutama dari
melimpahnya foraminifera spiroclypens sp. Ketebalan Formasi ini berkisar
pada 50 - 300 m.
2.2.5 Formasi Cibulakan Atas
Formasi ini terdiri dari perselingan antara serpih dengan batupasir dan
batugamping. Batugamping pada satuan ini umumnya merupakan
batugamping klastik serta batugamping terumbu yang berkembang secara
setempat-setempat. Batugamping terumbu ini dikenal sebagai Mid Main
Carbonate (MMC). Formasi ini terbagi menjadi tiga anggota yaitu:
a. Massive
Anggota ini terendapkan secara selaras di atas Formasi Baturaja.
Litologi anggota ini adalah perselingan batulempung dengan batupasir
yang mempunyai ukuran butir dari halus-sedang. Pada Massive dijumpai
hidrokarbon terutama pada bagian atas (Arpandi dan
Padmosukismo,1975).
12
b. Main
Anggota Main terendapkan secara selaras di atas anggota Massive.
Litologi penyusunnya adalah perselingan batulempung dengan batupasir
yang mempunyai ukuran butir halus-sedang bersifat glaukonitan. Pada
awal pembentukannya berkembang batugamping dan juga blangket-
blangket pasir, di mana pada bagian ini anggota Main terbagi lagi yang
disebut dengan Mid Main Carbonate (MMC).
c. Pre-Parigi
Anggota Pre-Parigi terendapkan secara selaras di atas anggota Main.
Litologinya adalah perselingan batu gamping, dolomit, batupasir dan
batulanau. Anggota ini terbentuk pada Kala Miosen Tengah sampai
Miosen Akhir dan diendapkan pada lingkungan neritik tengah-neritik
dalam (Arpandi dan Padmosukismo, 1975) dengan dijumpainya fauna-
fauna laut dangkal dan juga komposisi batupasir glaukonitan.
2.2.6 Formasi Parigi
Formasi ini terendapkan secara selaras di atas Formasi Cibulakan Atas.
Litologi penyusunnya sebagian besar adalah batugamping abu-abu terang,
berfosil, berpori dengan sedikit dolomit. Litologi penyusun lainnya adalah
serpih karbonatan dan napal yang dijumpai pada bagian bawah. Selain itu,
komposisi coral dan algae banyak dijumpai. Pengendapan batugamping ini
melampar keseluruh Cekungan Jawa Barat Utara. Lingkungan pengendapan
formasi ini adalah laut dangkal-neritik tengah.
Formasi Parigi berkembang sebagai batugamping terumbu, namun di
beberapa tempat ketebalannya menipis dan berselingan dengan napal. Batas
bawah Formasi Parigi ditandai dengan perubahan berangsur dari batuan
fasies campuran klastika karbonat Formasi Cibulakan Atas menjadi batuan
karbonat Formasi Parigi. Kontak antara Formasi Parigi dengan Formasi
Cisubuh yang berada di atasnya sangat tegas yang merupakan kontak antara
batugamping bioklastik dengan napal yang berfungsi sebagai lapisan
penutup. Formasi ini diendapkan pada Kala Miosen Akhir-Pliosen.
13
2.2.7 Formasi Cisubuh
Formasi ini diendapkan secara selaras di atas Formasi Parigi. Litologi
penyusunnya adalah batulempung berselingan dengan batupasir,
batulempung dan batugamping. Umur formasi ini adalah Kala Miosen Akhir
sampai Pliosen - Plistosen. Formasi ini terendapkan pada lingkungan laut
dangkal yang semakin ke atas menjadi lingkungan litoral.
Dari seluruh formasi di atas, formasi yang merupakan penghasil
hidrokarbon di Cekungan Jawa Barat Bagian Utara adalah Formasi Talang
Akar yang terletak di Rendahan Ciputat, Kepuh Pasirbungur, Cipunegara
dan Jatibarang. Formasi-Formasi ini berfungsi sebagai source rock. Dari
sejumlah source rock telah digenerasikan hidrokarbon seperti yang dijumpai
di lapangan minyak dan gas yang ada di Jawa Barat Bagian Utara.
Gambar 2.2 Kolom Stratigrafi Regional Cekungan Jawa Barat Utara (Arpandi dan Padmosukismo,1975)
14
2.3 Dasar – Dasar Eksplorasi Minyak Bumi dan Gas Bumi
Dalam kegiatan eksplorasi, pada umumnya keberadaan minyak dan gas
bumi tidak diketahui atau ditentukan secara langsung, melainkan dilakukan
dengan pendekatan tidak langsung, yakni didasarkan pada pendekatan
interpretasi geologi dan geofisika. Pendekatan yang tidak langsung ini
menyebabkan tidak selalu ditemukan minyak maupun gas bumi.
Menurut Koesoemadinata (1980), pertimbangan yang harus diingat
dalam pencarian minyak dan gas bumi adalah mengenai syarat – syarat
terjadinya minyak dan gas bumi itu sendiri, yang diantaranya adalah sebagai
berikut:
2.3.1 Batuan Induk (Source Rock)
Batuan induk adalah batuan tempat minyak dan gas bumi terbentuk.
Batuan ini umumnya berupa serpih atau lempung yang tebal dan memiliki
komposisi material organik. Serpih dan lempung terdapat sekitar 80% dari
jumlah keseluruhan batuan sedimen dibumi. Meskipun demikian jumlah
material organik yang terkomposisi hanya 1% - 2%.
Faktor lain yang sangat penting bagi suatu batuan induk adalah ketebalan
batuan serta luas pelamparan, karena semakin tebal dan luas pelamparannya,
maka akan semakin banyak menghasilkan hidrokarbon.
2.3.2 Perangkap (Trap)
Perangkap adalah tempat minyak dan gasbumi terperangkap, setelah
bergerak atau berpindah dari batuan asal. Perangkap ini dapat berupa
perangkap struktural seperti tutupan dari suatu bentuk antiklin, kubah atau
dome, sesar, dan perangkap startigrafi, seperti batupasir channel maupun
sandstone bar.
Perangkap stratigrafi adalah perangkap yang terjadi karena adanya
perubahan jenis litologi dari batuan yang sebagai tempat terakumulasinya
hidrokarbon menjadi litologi yang tidak dapat dilewati hidrokarbon karena
litologi tersebut kedap akan fluida, hal ini dapat terjadi dimungkinkan karena
perbedaan fasies antara batuan reservoir dengan batuan yang kedap, sehingga
hidrokarbon terperangkap.
15
Unsur-unsur utama perangkap startigrafi, diantaranya adalah:
1. Litologi memiliki porositas dan permeabilitas yang buruk sehingga tidak
ada fluida yang terakumulasi pada litologi tersebut seperti serpih.
2. Adanya lapisan penutup atau penyekat yang menghimpit lapisan reservoir
tersebut baik ke arah atas maupun ke arah samping.
3. Lapisan yang kedap berada diatas lapisan reservoir sehingga hidrokarbon
ataupun air tidak dapat mengalami migrasi kembali dan terjebak karean
adanya lapisan kedap tersebut.
Perangkap staratigrafi didapatkan karena letak struktur batuan yang kedap
sedemikian rupa, sehingga batas lateral batuan tersebut merupakan
penghalang permeabilitas baik kearah atas maupun kearah samping.
2.3.3 Migrasi
Migrasi adalah perpindahan hidrokarbon dari batuan induk melalui batuan
berpori dan kedap atau bidang sesar menuju tempat dengan tekanan yang
lebih rendah. Beberapa jenis sumber penggerak migrasi hidrokarbon
diantaranya adalah kompaksi, tegangan permukaan, gaya pelampungan,
tekanan hidrostatik, tekanan gas dan gradien hidro-dinamik. Pergerakkannya
sendiri bisa dengan atau tanpa bantuan air.
Migrasi hidrokarbon akan terhenti apabila hidrokarbon telah terperangkap
dalam suatu sistem trap dan muncul ke permukaan tanah berupa rembesan
minyak dan gas serta habis menguap di udara.
2.3.4 Batuan Penutup (Seal Rock)
Batuan penutup adalah batuan kedap yang terletak diatas reservoir,
sehingga hidrokarbon tidak akan keluar dari perangkap. Batuan kedap ini
berfungsi sebagai penutup, contohnya adalah serpih dan karbonat masif.
2.3.5 Batuan Reservoir
Batuan reservoir adalah batuan yang memiliki komposisi hidrokarbon
dalam rongga - rongga atau pori yang terdapat diantara butiran mineral atau
dapat pula dalam rekahan batuan yang memiliki porositas rendah. Mengingat
bahwa hidrokarbon dalam batuan menempati rongga-rongga yang ada di
16
antara butir batuan, maka pada umumnya batuan reservoir ini adalah jenis
batuan sedimen karena sifat batuannya yang berpori dan tidak kedap, seperti
batupasir ataupun batuan karbonat.
Sifat – sifat suatu reservoir, seperti jenis litologi, ukuran butir,
permeabilitas, porositas dan jenis sementasi, selain tergantung pada proses –
proses yang terjadi pada saat pengendapan, juga kepada jenis lingkungan
pengendapan dan proses yang terjadi setelah pengendapan seperti proses
erosi, pelapukan dan deformasi. Proses diagenesis yang terjadi pada saat
setelah penimbunan atau burial, juga sangat berpengaruh pada porositas dan
permeabilitas.
Komponen – komponen tersebut kemudian membentuk suatu sistem
yang disebut dengan petroleum system. Setiap komponen berperan dalam
proses terbentuknya hidrokarbon.
2.4 Konsep Logging
Logging merupakan suatu teknik untuk mendapatkan data bawah
permukaan dengan menggunakan alat ukur yang dimasukkan kedalam lubang
sumur, untuk evaluasi formasi dan identifikasi ciri-ciri fisik batuan dibawah
permukaan (Harsono, 1997). Tujuan dari logging adalah untuk mendapatkan
inFormasi litologi, pengukuran porositas, pengukuran resistivitas, dan
kejenuhan hidrokarbon. Sedangkan tujuan utama dari logging ini adalah
untuk menentukan zona, dan memperkirakan kuantitas minyak dan gas bumi
dalam suatu reservoir.
Logging merupakan salah satu metode yang akurat dalam penentuan
kedalaman dan ketebalan suatu lapisan dibandingkan dengan metode lainnya.
Suatu prosedur logging terdiri dari alat logging yang disambungkan oleh
wireline ke dalam sumur yang di bor untuk mengetahui sifat fisik batuan dan
fluida formasi.
17
2.5 Jenis-Jenis Log
Ada 4 jenis log yang sering digunakan dalam interpretasi yaitu :
1. Log listrik, terdiri dari log resistivitas dan log SP (Spontaneous
Potential).
2. Log radioaktif, terdiri dari log GR (Gamma Ray), log porositas yaitu
terdiri dari log densitas (RHOB) dan log neutron (NPHI) merupakan
Log ini menyelidiki intensitas radioaktif mineral yang berkomposisi
radioaktif dalam suatu lapisan batuan dengan menggunakan suatu
radio aktif tertentu.
3. Log akustik berupa log berfungsi dalam penentuan besarnya harga
porositas dari batuan.
4. Log Caliper merupakan log penunjang keterangan log ini digunakan
untuk mengetahui perubahan diameter dari lubang bor yang bervariasi
akibat adanya berbagai jenis batuan yang ditembus mata bor.
2.5.1 Log Listrik
Log listrik merupakan suatu jenis log yang digunakan untuk mengukur
sifat kelistrikan batuan, yaitu untuk mengukur resistivitas atau tahanan jenis
batuan dan juga potensial diri dari batuan.
1. Log Spontaneus Potensial (SP)
Log SP adalah rekaman perbedaan potensial listrik antara elektroda di
permukaan yang tetap dengan elektroda yang terdapat di dalam lubang
bor yang bergerak naik turun. Log SP dapat berfungsi jika lubang di isi
oleh lumpur konduktif. Skala SP dalam milivolt, tidak ada harga mutlak
yang sama dengan nol karena hanya perubahan potensial yang dicatat.
Dibagian yang shaly, nilai defleksi SP maksimum kearah kanan yang
dapat menentukan suatu garis dasar shale. Defleksi dari bentuk log shale
baseline menunjukkan zona batuan tidak kedap yang memiliki komposisi
fluida dengan salinitas yang berbeda dari lumpur pemboran (Russel,
1951).
Log SP hanya dapat menunjukkan lapisan tidak kedap, namun tidak
dapat mengukur harga absolut dari permeabilitas maupun porositas dari
18
suatu formasi. Log SP sangat dipengaruhi oleh beberapa parameter seperti
resistivitas formasi, air lumpur pemboran, ketebalan formasi dan parameter
lain, jadi pada dasarnya jika salinitas komposisi dalam lapisan lebih besar
dari salinitas lumpur maka kurva SP akan berkembang negatif dan jika
salinitas komposisi dalam lapisan lebih kecil dari salinitas lumpur maka
kurva SP akan berkembang positif. Jika salinitas komposisi dalam lapisan
sama dengan salinitas lumpur maka defleksi kurva SP akan merupakan
garis lurus sebagaimana pada shale (Doveton, 1986)
Fungsi dari Log SP adalah sebagai berikut (Nugroho, 2012) :
1. Identifikasi lapisan-lapisan tidak kedap.
2. Mencari batas-batas lapisan tidak kedap dan korelasi antar sumur
berdasarkan batasan lapisan tersebut.
3. Menentukan nilai resistivitas air-formasi (Rw)
4. Memberikan indikasi kualitatif lapisan serpih.
Dari kondisi batuan dan komposisi yang ada di dalamnya, bentuk-
bentuk kurva SP adalah sebagai berikut :
1. Pada lapisan shale, kurva Sp berbentuk garis lurus.
2. Pada lapisan tidak kedap dengan komposisi air asin, defleksi kurva
akan berkembang negatif atau kearah kiri dari garis shale.
3. Pada lapisan tidak kedap dengan komposisi hidrokarbon, defleksi SP
akan berkembang negatif.
2. Log Resistivitas
Resistivitas atau tahanan jenis suatu batuan adalah suatu kemampuan
batuan untuk menghambat jalannya arus listrik yang mengalir melalui
batuan tersebut (Thomer, 1984). Resistivitas rendah apabila batuan mudah
mengalirkan arus listrik. Resistivitas kebalikan dari konduktivitas, satuan
dari resistivitas suatu batuan adalah ohmmeter (Ωmeter). Besarnya harga
resistivitas suatu batuan tergantung pada sifat karakter dari batuan tersebut.
Dalam log resistivitas juga digunakan log induksi (Induction Log) yang
terdiri dari alat transmitter dan receiver, yang juga digunakan untuk
mengukur tahanan jenis batuan. Resistivitas rendah apabila batuan mudah
19
untuk mengalirkan arus listrik dan resistivitas tinggi apabila batuan sulit
untuk mengalirkan arus listrik. Nilai resistivitas pada suatu formasi
bergantung dari (Chapman, 1976) :
1. Salinitas air formasi yang ada.
2. Jumlah air formasi yang ada.
3. Struktur geometri pori-pori.
Sifat atau karakter batuan di antaranya adalah porositas, salinitas dan
jenis batuan, hal ini dapat dianalisis sebagai berikut:
1. Pada lapisan kedap yang berkomposisi air tawar, harga resistivitasnya
tinggi, karena air tawar mempunyai salinitas rendah bahkan lebih
rendah dari air filtrasi sehingga konduktivitasnya rendah.
2. Pada lapisan kedap yang berkomposisi air asin, harga resistivitasnya
rendah karena air asin mempunyai salinitas yang tinggi sehingga
konduktivitasnya tinggi.
3. Pada lapisan yang berkomposisi hidrokarbon resistivitasnya tinggi.
4. Pada lapisan yang berkomposisi sisipan shale, harga resistivitasnya
menunjukkan penurunan yang selaras dengan persentase sisipan
tersebut.
Pada lapisan kompak harga resistivitas tinggi, karena lapisan kompak
mempunyai porositas mendekati nol sehingga celah antar butir yang
menjadi media penghantar arus listrik relatif kecil.
2.5.2 Log Radioaktif
Log ini mengukur intensitas radioaktif mineral yang memiliki unsur
radioaktif dalam lapisan batuan dengan menggunakan suatu radioaktif
tertentu.
Terdapat beberapa jenis log radioaktif, tetapi dalam penelitian kali ini
yang digunakan adalah log gamma ray (GR) dan log densitas (RHOB), dan
berikut adalah penjelasan dari kedua jenis log tersebut:
1. Log Gamma Ray
Log Gamma Ray adalah suatu pengukuran terhadap komposisi
radioaktivitas alam dari suatu formasi. Sinar gamma sangat efektif untuk
20
membedakan lapisan kedap dan yang kedap karena radioaktif cenderung
berpusat dalam serpih yang kedap terlihat kurva log GR mengalami
defleksi ke kanan, sedangkan untuk lapisan tidak kedap unsur radioaktif
jumlahnya sedikit, kurva log GR defleksi ke kiri. Menurut Bassiouni
(1994), Log ini digunakan untuk mengukur intensitas radioaktif yang
dipancarkan dari batuan yang didasarkan bahwa setiap batuan memiliki
komposisi komponen radioaktif yang berbeda-beda. Unsur – unsur
radioaktif itu adalah Uranium (U), Thorium (Th), dan Pottasium (K). Log
sinar gamma mengukur intensitas sinar gamma alami yang dipancarkan
oleh formasi. Sinar gamma ini berasal dari peluruhan unsur-unsur
radioaktif yang berada dalam batuan.
Batupasir dan batugamping hampir tidak memiliki unsur-unsur
radioakif. Serpih mempunyai komposisi radioaktif yang tinggi yaitu
sekitar 6 ppm Uranium, 12 ppm Thorium dan 2 ppm Potassium
(Schlumberger, 1958). Oleh karena itu log sinar gamma dapat digunakan
untuk mengetahui komposisi serpih pada suatu formasi.
2. Log Densitas (RHOB)
Log ini menunjukkan besarnya densitas dari batuan yang ditembus
lubang bor. Dari besaran ini sangat berguna dalam penentuan besaran
porositas. Selain itu juga dapat mendeteksi adanya komposisi hidrokarbon
atau air bersama-sama dengan log neutron. Prinsip dasar dari log densitas
ini adalah menggunakan energi yang berasal dari sinar gamma. Pada saat
sinar gamma bertabrakan dengan elektron dalam batuan akan mengalami
pengurangan energi. Energi yang kembali sesudah mengalami benturan
akan diterima oleh detektor yang berjarak tertentu dengan sumbernya,
makin lemah energi yang kembali menunjukkan semakin banyaknya
elektron – elektron dalam batuan, yang berarti semakin padat butiran
mineral penyusun batuan persatuan volume (Dewan, 1983).
Kegunaan log densitas adalah untuk (Sonnenberg, 1991) :
1. Mengukur nilai porositas.
2. Korelasi antar sumur pemboran.
21
3. Mengenali komposisi fluida dari formasi.
3. Log Neutron (NPHI)
Log Neutron memberikan suatu perekaman reaksi formasi terhadap
penambahan neutron. Log ini mencerminkan banyaknya atom hidrogen
dalam formasi. Biasanya makin banyak fluida dalam formasi akan
memberikan pembacaan porositas yang tinggi sebab fluida menunjukkan
pori-pori batuannya besar hingga harga porositas neutronnya tinggi. Log
neutron berguna untuk penentuan besarnya porositas batuan. Prinsip dasar
dari log ini adalah log ini memancarkan neutron secara terus menerus dan
konstan pada lapisan, keterangan massa neutron netral dan hampir sama
dengan massa atom hidrogen (Schlumberger, 1958).
2.5.3 Log Akustik atau Log Sonik
Berupa log sonik berfungsi untuk mendapatkan harga porositas dari
batuan dengan memancarkan gelombang suara dari transmitter dan akan
diterima oleh receiver. Harga porositas akan berbanding terbalik terhadap
waktu rambat gelombang suara tersebut. Semakin lama waktu tempuhnya
maka porositas batuannya tinggi / batuan tidak kompak dan sebaliknya
(Foster & Edward, 1990).
2.5.4 Log Caliper
Log ini merupakan log penunjang, keterangan log ini digunakan untuk
mengetahui perubahan diameter dari lubang bor yang bervariasi akibat
adanya berbagai jenis batuan yang ditembus mata bor. Pada lapisan shale
atau clay yang permeabilitasnya hampir mendekati nol, lumpur pemboran
tidak dapat masuk kedalam litologi tersebut sehingga terjadi keruntuhan
pada dinding sumur dari litologi shale / clay tersebut yang disebut dengan
washed out, sehingga dinding sumur bor mengalami perbesaran diameter,
sedangkan pada lapisan tidak kedap terjadi pengecilan lubang sumur bor
karena terjadi endapan lumpur pada dindingnya yang disebut kerak lumpur
(mud cake). Pada dinding sumur yang tidak mengalami proses penebalan
dinding sumur, diameter lubang bor akan tetap. Log ini berguna untuk
mencari ada atau tidaknya lapisan tidak kedap (Rider, 2002).
22
2.6 Analisis Kualitatif
Analisis Kualitatif log adalah analisis tentang kualitas log dan bentuk
kurva log tanpa menghitung besaran – besaran yang di ukur oleh log. Analisis
ini meliputi penentuan zona batuan tidak kedap, zona batuan kedap, ketebalan
batuan tidak kedap dan fluida di dalamnya (Schlumberger, 2008).
2.6.1 Penentuan Zona Batuan Tidak Kedap
Pada data log sumur zona batuan reservoir dicirikan oleh:
1. Kurva Log SP akan terdefleksi baik positif maupun negatif tergantung
pada jenis komposisi fluidanya. Positif bila memiliki komposisi air
tawar dan akan negatif bila komposisinya air asin atau hidrokarbon.
2. Pada kurva log GR akan menunjukkan harga yang rendah, karena
batuan tidak kedap hanya memiliki komposisi radioaktif yang sedikit.
3. Log Caliper mengalami defleksi ke arah kiri yang menunjukkan
adanya mudcake.
4. Adanya perbedaan antara kurva resistivitas zona terinvasi dengan
yang tidak terinvansi karena adanya mud filtrat ke dalam formasi.
2.6.2 Penentuan Zona Batuan Kedap
Pada data log sumur zona tidak kedap dicirikan oleh:
1. Kurva log SP statis bila tidak ada mud filtrat dalam batuan sehingga
tidak ada beda potensial antara lumpur pemboran dengan lapisan
batuan.
2. Pada kurva log GR akan menunjukkan harga yang tinggi, karena
batuan kedap banyak memiliki komposisi unsur radioaktif bumi.
3. Log Caliper merekam adanya pembesaran merekam adanya
pembesaran lubang bor secara tiba – tiba yang disebut caving karena
lumpur pemboran tidak dapat menempel pada serpih yang
permeabilitasnya sangat rendah, yang menyebabkan filtrat lumpur bor
akan berinteraksi dengan fluida pada serpih hingga menyebabkan
lempung mengembang dan akhirnya terjadi caving.
23
2.6.3 Penentuan Ketebalan Lapisan Tidak Kedap
Untuk penentuan ketebalan lapisan tidak kedap digunakan log GR dan
Log SP. Pada batuan lunak log SP memberikan perbedaan yang lebih
kontras antara serpih dan pasir dibandingkan dengan log GR, sehingga akan
memudahkan dalam penentuan ketebalan lapisan. Sedangkan untuk batuan
yang kompak perubahan log SP sangat kecil, sehingga dalam kondisi ini
sinar gamma akan lebih baik karena memberikan resolusi lapisan yang lebih
baik.
Gambar 2.3 Pembacaan kurva log SP (Bassiouni, 1994).
Gambar 2.4 Defleksi log gamma ray (Dewan, 1983).
24
2.6.4 Penentuan Jenis Fluida
1. Zona Air
Adalah zona rongga dalam batuan yang mempunyai kejenuhan air
formasi 100%, ditunjukkan oleh :
a. Pemisahan antara kurva resistivitas zona terinvasi atau Rxo dengan
kurva resistivitas batuan atau Rt. Jika salinitas air formasi lebih tinggi
dari mud filtrat maka Rt < Rxo, dan begitu juga sebaliknya.
b. Kurva SP akan menunjukkan defleksi negatif pada zona air asin dan
positif pada zona air tawar. Hal ini terjadi jika salinitas lumpur bor
lebih rendah daripada salinitas air formasi.
2. Zona Minyak
a. Nilai resistivitas zona tak terinvasi atau Rt tinggi karena minyak
bersifat non konduktif. Bisa sama, lebih tinggi atau lebih rendah
daripada zona terinvasi atau Rxo, tergantung pada kedalaman invasi
filtrat lumpur.
b. Nilai Rxo relatif tinggi karena pengaruh filtrasi lumpur.
3. Zona Gas
a. Pemisahan yang cukup besar antara kurva resistivitas zona terinvasi
atau Rxo dengan kurva resistivitas batuan atau Rt, dengan Rt > Rxo.
Rt zona gas lebih tinggi daripada Rt pada zona minyak.
b. Nilai porositas neutron kecil begitu juga dengan nilai densitasnya.
Gambar 2.5 Defleksi log resistivitas (Rider, 1996).
25
2.7 Analisis Kuantitatif
Petrofisika adalah ilmu yang mempelajari tentang properti batuan dan
interaksinya dengan fluida yang berada pada batuan yaitu gas, minyak dan
air, dikarenakan batuan reservoir mempunyai porositas dan permeabilitas,
maka pembahasan akan selalu berhubungan dengan porositas dan
permeabilitas batuan.
Tujuan utama dari pembahasan ini adalah memberikan penjelasan dan
pengertian tentang properti permeabilitas petrofisika dari batuan dan
interaksinya dengan fluida terhadap permukaan batuan yang berpori.
Pada perhitungan petrofisika bertujuan untuk menentukan segala aspek
pada batuan reservoir, dimana matriks batuan reservoir terdiri dari butiran-
butiran batupasir, gamping, dolomit ataupun campuran dari kesemuanya,
antar butiran tersebut mempunyai ruang pori yang berisi air, minyak
ataupun gas, air akan menempati celah-celah yang sangat halus, dan juga
membentuk suatu jalur yang menerus, sedangkan minyak akan menempati
ruang pori yang lebih besar, jika pada batuan reservoir terdapat gas, maka
gas akan menempati ruang pori yang lebih besar dan terpisah dari minyak.
Sifat-sifat batuan yang penting untuk analisis log adalah porositas,
saturasi air dan permeabilitas, dengan porositas dan saturasi air banyaknya
hidrokarbon pada lapisan reservoir dapat dihitung, sedangkan dengan
permeabilitas, dapat menunjukan pada tingkat mana hidrokarbon dapat
diproduksi.
Didalam analisis kuantitatif terdapat penentuan porositas batuan,
penentuan volume shale, penentuan satuarasi air serta penentuan
permeabilitas dan berikut adalah penjelasannya:
2.7.1 Porositas Batuan (Φ)
Porositas ditandai dengan lambang Φ, porositas adalah bagian dari
volume total batuan yang berpori dan dapat menunjukan kapasitas
penyimpanan fluida pada suatu reservoir, nilai dari porositas akan menjadi
tinggi apabila ukuran butir pada suatu batuan mempunyai ukuran yang
seragam, dan akan menjadi rendah apabila ukuran butir tidak seragam ini
26
dikarenakan ukuran butir yang lebih kecil mengisi pori diantara butir yang
ukurannya lebih besar, pada kondisi ini Formasi batuan tersebut dapat
disebut formasi renggang (unconsolidated formation), pada porositas yang
lebih rendah mendekati 0, partikel batuan umumnya bergabung bersama
material yang berkomposisi silika atau zat kapur dan pada kondisi ini
formasi batuan tersebut dapat disebut sebagai Formasi rapat (consolidated
formation). Ada beberapa macam porositas, yaitu:
1. Porositas Total (Φt) : Porositas total adalah perbandingan antara ruang
kosong pada pori - pori, retakan, rekahan yang tidak diisi oleh benda
padat, baik pori yang saling berhubungan maupun yang tidak
berhubungan dengan volume total batuan, porositas primer meliputi:
a. Porositas primer : porositas yang berada diantara butir ataupun kristal
suatu batuan, yang merupakan hasil dari deposisi sedimen atau
terbentuk pada saat proses sedimentasi.
b. Porositas sekunder : porositas yang diperoleh dari proses disolusi, dan
porositas rekahan yang diperoleh secara mekanik, banyak
berhubungan dengan batuan zat kimia atau biokimia.
2. Porositas efektif (Φe) : porositas efektif adalah porositas yang dapat
dilalui fluida dengan bebas, tidak termasuk porositas yang tidak
bersambungan serta air resapan dan serpih.
Gambar 2.6 Perkembangan porositas sekunder dari porositas primer (Boggs, 1987)
27
Kontrol pada porositas pada batupasir sebagian besar dikontrol oleh
sortasi batuan, jika sortasi batuan baik, ukuran butir mempunyai ukuran
yang hampir seragam maka akan membuat pori yang lebih besar antar
butirnya, porositas pada batuan sortasi baik biasanya lebih tinggi. Jika pada
batuan dengan sortasi buruk porositas akan berkurang dikarenakan ukuran
butir yang lebih kecil akan mengisi ruang pori sehingga ukuran pori akan
semakin kecil dapat dilihat pada Gambar 2.7.
Gambar 2.7 Kenampakan pemilahan sortasi batuan (Boggs, 1987)
untuk mendapatkan besaran nilai dari porositas total (Φt) dan
porositas efektif (Φe) dapat melakukan perhitungan sebagai berikut:
A. Mencari Volume Shale (Vsh)
Untuk mencari volume shale dapat dilakukan dengan bantuan log
gamma-ray (GR), log spontaneus-potensial (SP) maupun log neutron
(NPHI) dan log densitas (RHOB), perhitungan ini berguna untuk
melakukan koreksi terhadap keberadaan volume shale untuk mencari
nilai dari pasir bersih dari suatu reservoir, perhitungan kali ini dilakukan
dengan log gamma-ray (GR) dengan rumus :
28
Vsh= 2.1
GR Log = Nilai Gamma-ray dari kedalaman yang akan diteliti (API)GR Max = Nilai Gamma-ray maksimum shale (API)GR Min = Nilai Gamma-ray minimum clean sand (API)
B. Perhitungan Porositas
Pada perhitungan porositas dapat dilakukan melalui log neutron, log
density dan log sonic, perhitungan ini berguna untuk mengetahui besaran
nilai kemampuan batuan untuk menyimpan fluida dari suatu batuan
reservoir, untuk menghitung besaran porositas diperlukan nilai poros dari
masing masing log density dan neutron. Untuk perhitungan pada log
density dilakukan dengan rumus:
ΦD= 2.2
Pma = Densitas matriks batuan (g/cm³)Pb = Densitas bulk formasi (g/cm³)Pf = Densitas fluida mud (g/cm³)
Jika Densitas formasi Pb telah ditentukan (pembacaan Pb dapat dilihat
langsung dari log densitas pada kedalaman tertentu), maka dapat dihitung
porositasnya, karena densitas bulk formasi adalah fungsi dari densitas
matriks batuan, porositas dan fluida yang terdapat pada batuan yang
berpori, untuk merubah nilai densitas formasi ke nilai porositas
diperlukan nilai dari densitas matriks batuan karena densitas dari formasi
berbeda dengan nilai dari densitas matriks batuan, maka dari itu
pembacaan dari densitas formasi yang berpori tidak sama dengan
pembacaan densitas dari batuan yang sama tanpa ruang pori.
Sehingga bila mengukur densitas formasi, nilai densitas yang diukur
adalah tergantung pada densitas batuan, jumlah ruang pori matriks dan
29
densitas fluida dari pengisi formasi, ini mencerminkan porositas, karena
porositas adalah banyaknya fluida yang mengisi ruang pori batuan.
Sebelum nilai porositas ditentukan, harus diketahui dulu densitas
matriks batuan (Pma) yang dapat dilihat dari tabel berikut:
Tabel 2.1 Besaran densitas matriks batuan (Harsono, 1997)Litologi Densitas (g/cm3)
Sandstone 2.65
Limestone 2.71
Dolomite 2.876
Anhydrite 2.977Salt 2.032
Harus diketahui juga angka dari densitas fluida (Pf) dimana jika
menggunakan fresh water maka nilainya 1, jika menggunakan salt water
maka nilainya 1.1.
Setelah mendapatkan nilai porositas densitas (ΦD) maka langkah
selanjutnya adalah melakukan koreksi terhadap keberadaan serpih,
koreksi ini berguna untuk mendapatkan porositas densitas bersih,
porositas densitas bersih tersebut dapat dihitung menggunakan rumus:
ΦDc = ΦD – (ΦDsh.Vsh) 2.3
ΦDc = Koreksi porositas density (fraksi)ΦD = Porositas density (fraksi)ΦDsh= Porositas density serpih terdekat (fraksi)Vsh = Volume serpih (%)
Tahapan selanjutnya adalah mencari nilai dari porositas neutron, log
neutron pengukuran utamanya adalah mengukur konsentrasi hidrogen
pada formasi, energi neutron yang hilang dapat dikonversi menjadi
porositas karena energi hidrogen terkonsentrasi didalam fluida yang
mengisi pori batuan, energi neutron hilang pada komposisi fluida yang
mempunyai konsentrasi hidrogen yang tinggi.
Reservoir yang mempunyai komposisi fluida gas mempunyai
konsentrasi hidrogen yang rendah dibanding komposisi fluida minyak
30
ataupun air, oleh sebab itu porositasnya akan lebih rendah dibanding
reservoir yang mempunyai komposisi minyak ataupun air.
Untuk mencari nilai dari porositas neutron dapat dilihat langsung pada
log neutron. Setelah mendapatkan nilai dari porositas neutron lalu hitung
koreksi terhadap serpih, dengan rumus:
ΦNc = ΦN – (ΦNsh.Vsh) 2.4
ΦNc = Koreksi porositas neutron (%)ΦN = Porositas neutron (%)ΦNsh= Porositas neutron serpih terdekat (Vi)Vsh = Volume serpih (%)
Tahap terakhir dari perhitungan nilai porositas adalah mencari nilai
dari porositas efektif, porositas efektif adalah fluida pada batuan
reservoir yang mengisi pada pori yang berukuran besar, untuk mencari
nilai dari porositas efektif terdapat 2 cara yaitu:
Φe = 2.5
Φe = Porositas efektif (%)ΦDc = Porositas Koreksi Densitas (%)ΦNc = Porositas Koreksi Neutron (%)
Φe = Φt x (1 – vsh) 2.6
2.7.2 Saturasi Air (Sw)
Saturasi air adalah bagian dari ruang pori yang berisi air, ditandai dengan
simbol Sw, sisa dari bagian yang tidak terdapat air biasanya diisi oleh
hidrokarbon dengan simbol Sh atau sama dengan (1-Sw), terdapatnya
perhitungan saturasi air dan hidrokarbon disebabkan karena pada awalnya
reservoir terisi air dan seiring berjalannya waktu geologi, minyak ataupun
gas yang terbentuk ditempat lain mengalami migrasi dan pindah ke batuan
yang berpori dan menggantikan air pada pori yang lebih besar, akan tetapi
minyak dan gas tidak menggantikan semua air yang ada, terdapat saturasi
air sisa dengan lambang (Swir), ini dikarenakan air tertinggal di pori yang
31
sangat kecil di batuan reservoir, namun air sisa ini tidak akan mengalir
ketika formasi batuan reservoir dibuka dan diproduksi.
Gambar 2.8 komposisi fluida pada suatu reservoir (Halliburton, 2001)
Untuk mencari besaran nilai dari saturasi air, diperlukan dahulu nilai dari
resistivitas batuan, resistivitas menggunakan arus listrik untuk mengetahui
keadaan bawah permukaan, dengan cara mengalirkan arus listrik ke dalam
formasi, perlu diketahui pula komponen - komponen apa saja dibawah
permukaan yang menerima dan menolak aliran arus listrik tersebut.
Aliran arus listrik dapat merambat hanya karena adanya air yang
konduktif di formasi tersebut, secara umum terdapat dua bagian pada
reservoir yang mampu menghantarkan dan yang tidak mampu
menghantarkan listrik dari alat log resistivitas, yang termasuk kedalam non
konduktif adalah hidrokarbon dan air, sedangkan yang konduktif adalah air
asin dan beberapa mineral dalam batuan, kemampuan menghantarkan listrik
tersebut mempengaruhi nilai pembacaan dari log resistivitas.
Pada batuan yang kedap seperti shale, invasi tidak akan terjadi sedangkan
pada batuan yang tidak kedap, zona invasi yang berada pada sekitar lubang
bor, pori batuannya akan dipenuhi oleh filtrasi lumpur pemboran dapat
dilihat pada Gambar 2.9.
32
Gambar 2.9 Lubang bor dan daerah yang terkena invasi lumpur pemboran (Asquith, 1982).
Pemilihan jenis lumpur pada saat pengeboran berlangsung juga
mempengaruhi pembacaan resistivitas batuan, resistivitas batuan pada zona
yang terinvasi lumpur pemboran (invaded zone) akan berbeda dengan
pembacaan resistivitas batuan pada zona yang tidak terinvasi lumpur
pemboran (uninvaded zone), ini dikarenakan jenis lumpur yang berbeda
yaitu salt mud atau fresh mud yang digunakan, akan mempengaruhi nilai
pembacaannya. Jika lumpur pengeboran menggunakan fresh mud ,
resistivitas lumpur pemboran (Rmf) lebih tinggi dibandingkan resistivitas
air Formasi (Rw), maka resistivitas pada zona terinvasi (Rxo) akan lebih
tinggi nilainya, ini disebabkan karena pada zona yang terinvasi terdapat
filtrasi lumpur pemboran dan hidrokarbon, sehingga jika menggunakan
fresh mud maka Rxo > Rt.
Jika lumpur pengeboran menggunakan salt mud , resistivitas lumpur
pemboran (Rmf) hampir sama dengan resistivitas air formasi (Rw), maka
resistivitas pada zona terinvasi (Rxo) akan lebih rendah nilainya.
Jauh dari lubang bor hidrokarbon tidak bercampur dengan filtrasi lumpur
pemboran maka pembacaan resistivitas pada zona tidak terinvasi (Rt) akan
meningkat.
33
Untuk melakukan perhitungan besaran nilai resistivitas dapat ditentukan
dengan log LLS, LLD dan MSFL dengan satuan (ohm-m), resistivitas
Formasi adalah salah satu parameter utama yang diperlukan untuk
menentukan saturasi hidrokarbon, arus listrik dapat mengalir didalam
formasi batuan dikarenakan konduktivitas dari air pada pori - pori batuan,
oleh karena itu resistivitas bawah permukaan dapat dihitung nilainya.
Tahapan pertama dari penentuan nilai resistivitas adalah menentukan
nilai true resistivity (Rt), yang dimaksud dari true resistivity adalah nilai
dari resistivitas yang tidak dipengaruhi oleh fluida dari pengeboran, dapat
diartikan komposisi fluida pada formasi adalah 100% air (Sw=100%) nilai
dari Rt dapat dilihat langsung pada kurva log resistivity pada kedalaman
tertentu.
Tahap selanjutnya adalah mencari besaran nilai resistivitas dari air pada
formasi (Rw), untuk mencari nilai dari resistivitas air dapat digunakan
perhitungan sebagai berikut:
Rw= 2.7
Rw = Resistivitas Air (ohm-m)Φ = Porositas Efektif a = Panjang Alur m = Faktor SementasiRt = Resistivitas log (ohm-m)
Dimana untuk menentukan nilai dari panjang alur (a), faktor sementasi
(m) dapat ditentukan dengan tabel berikut:
Tabel 2.2 nilai faktor sementasi dan panjang alur setiap litologi (Hadi Nugroho, 2012)
Litologi a m nSandstone (loose) 0.62 2.15 2
Sandstone (Consolid) 0.81 2.15 2Limestone (Porous) 2 2.15 2
Limestone (Tight) 2.5 1.8 2Most rock 1 1.8 2
34
Tahap selanjutnya adalah mencari nilai resistivitas batuan pada flushed
zone (Rxo), Rxo berguna untuk koreksi terhadap nilai Rt dan yang
dimaksud flushed zone adalah zona rembesan pada formasi yang disebabkan
oleh lubang pemboran, yang nantinya akan berpengaruh terhadap
pembacaan nilai resistivitas, konduktivitas air dan lumpur sangat
berpengaruh pada pembacaan resistivitas, untuk mencari nilai dari Rxo
dapat digunakan rumus sebagai berikut:
Rxo = 2.8
Rxo = Resistivitas batuan pada flushed zone (ohm-m)Rmf = Resistivitas filtrat lumpur (dapat dibaca pada header log)Rw = Resistivitas air formasi (ohm-m)Rt = Resistivitas log (ohm-m)
Saturasi air adalah kalkulasi dari porositas (Φ) dengan resisitivitas (R)
dan beberapa asumsi dasar, contoh asumsi dasar adalah, jika porositas (Φ)
diukur 2-3 inchi dari lubang bor maka dapat diasumsikan dapat menunjukan
porositas (Φ) keseluruhan formasi, jika resistivitas dalam diukur 5-7 feet
dari dinding lubang bor, maka dapat diasumsikan dapat menunjukan zona
yang tidak terkena invasi lumpur pemboran.
Untuk mendapatkan besaran nilai saturasi air (Sw) dari reservoir, maka
telah diketahui saturasi adalah rasio dari volume fluida yang mengisi suatu
pori batuan reservoir, saturasi menghitung jumlah air yang berada pada pori
batuan reservoir (Sw) yang akan dikalkulasikan dengan jumlah
hidrokarbonnya (Sh).
Perhitungan saturasi air (Sw) yang paling umum digunakan adalah
menggunakan rumus archie biasanya digunakan untuk pasir bersih, dengan
perhitungan sebagai berikut:
Sw O = 2.9
dan untuk zona rembesan perhitungan nya sebagai berikut:
35
Sw O = 2.10
Sw = Saturasi air m = Sementasi (nilainya berkisar antara 1.7 hingga 3.0, nilai paling
umum 2.0)Φ = Porositas efektifRw = Resistivitas air formasi (ohm-m)Rmf = Resistivitas filtrat lumpur (ohm-m)Rxo = Resistivitas air pada zona rembesan (ohm-m)Rt = Resistivitas log (ohm-m)
Untuk metode Indonesia digunakan rumus sebagai berikut:
n
Sw = 2.11
m = Sementasi a = Panjang alur
n = Eksponen saturasi (nilainya berkisar antara 1.7 hingga 3.0, nilai yang paling umum 2.0)
Φ = Porositas efektifRw = Resistivitas air formasi (ohm-m)Rmf = Resistivitas filtrat lumpur (ohm-m)Rsh = Resistivitas shale (ohm-m)Rt = Resistivitas log (ohm-m)Vsh = Volume Shale (%)
Setelah mendapatkan nilai dari saturasi air, maka dapat ditentukan pula
nilai dari saturasi hidrokarbonnya, dimana nilai dari saturasi hidrokarbon
dan air dalam satu pori batuan bernilai 1, perhitungan nya adalah sebagai
berikut :
Sh = 1 – Sw
So + Sg + Sw = 1 2.12
36
Sangat penting untuk merealisasikan ketika saturasi air (Sw)
menampilkan presentase dari jumlah air pada pori suatu formasi, tetapi itu
tidak menunjukan rasio dari air ke hidrokarbon yang akan di produksi dari
reservoir. Batupasir serpihan dengan mineral lempung adalah jebakan yang
besar untuk air oleh karena itu kemungkinan akan mempunyai besaran nilai
saturasi air (Sw) yang tinggi, namun yang akan diproduksi hanya
hidrokarbonnya, saturasi secara mudahnya hanya menggambarkan proposi
dari jumlah fluida dari suatu reservoir, meskipun demikian memperoleh
nilai yang akurat dari saturasi air (Sw) adalah tujuan utama dari analisa log.
Dengan pengetahuan dari saturasi air (Sw), maka ada kemungkinan untuk
menetapkan presentase dari porositas yang dari fluida yang mengisi pori, air
atau hidrokarbon dan juga cadangan dari hidrokarbon.
2.7.3 Permeabilitas (K)
Permeabilitas adalah suatu pengukuran yang menyatakan tingkat
kemudahan fluida mengalir di dalam formasi batuan, batuan dikatakan
kedap bila porositas pada batuan tersebut saling berhubungan misalnya pori-
pori, kaliper, retakan dan rekahan pada batuan untuk mengalirkan fluida.
Permeabilitas diukur dalam satuan darcy, batuan yang memiliki
permeabilitas 1 darcy maka terdapat 1 cc dari fluida dengan viskositas 1
centipoise (viskositas dari air adalah 680 F), namun hanya sedikit batuan
yang mempunyai permeabilitas 1 darcy, oleh karena itu permeabilitas
biasanya diukur dalam miliDarcy (mD) atau 1/1000 dari Darcy.
Permeabilitas pada batuan umumnya mempunyai rentangan nilai antar 5
dan 1000 mD, reservoir yang mempunyai permeabilitas 5 Md atau lebih
kecil disebut batupasir yang rapat atau batugamping yang penih, untuk
pembagian kualitas batuan berdasarkan permeabilitas adalah sebagai berikut
(Asquith, 1982):
Buruk = 1-10 mD
Baik = 10-100 mD
Sangat baik = 100-1000 mD
37
Porositas dan permeabilitas saling mempengaruhi, ukuran butir pada
batupasir mempunyai porositas yang saling berhubungan, namun terdapat
juga pori yang terlalu kecil dan hasilnya adalah pori yang kecil dapat
menghambat dan membuat berliku dan membuat nilai dari permeabilitas
dapat berkurang.
Pada serpih dan lempung mempunyai ukuran butir yang kecil dan
seragam dikarenakan ruang pori yang begitu sempit, maka serpih dan
lempung mempunyai nilai permeabilitas yang rendah, namun pada
batugamping banyak terdapat rekahan, rekahan yang saling berhubungan
dapat meningkatkan nilai permeabilitas, yang membedakan antara porositas
dan permeabilitas adalah jika porositas tidak terpengaruh oleh ukuran butir
sedangkan permeabilitas terpengaruh oleh ukuran butir.
Gambar 2.10 Pengaruh ukuran butir terhadap nilai permeabilitas (Halliburton, 2001)
Pada reservoir dengan komposisi fluida air (Sw=100%) maka dapat
disebut permeabilitas absolut, permeabilitas pada lapisan yang reservoir jika
ada salah satu fluida hadir dibanding fluida lainnya maka dapat disebut
permeabilitas efektif, untuk permeabilitas relatif adalah rasio antara
permeabilitas efektif baik itu minyak (Kro), gas (Krg) maupun air (Krw)
terhadap permeabilitas absolut.
Untuk mencari besaran dari permeabilitas diperlukan nilai porositas dan
nilai saturasi air sisa (Swir), saturasi air sisa adalah keadaan dimana Krw
38
sudah mendekati nilai 0 dan air yang tersisa pada pori sudah tidak dapat
dipindahkan kembali, biasanya pada pori yang sangat kecil, untuk
menentukan nilai dari saturasi air sisa maka digunakan perhitungan sebagai
berikut:
Swir 2.13
Swir = Saturasi air sisaa = Panjang alur m = Sementasi
Setelah mendapatkan nilai dari saturasi air sisa maka dilakukan
perhitungan permeabilitasnya menggunakan perhitungan sebagai berikut:
k½= 2.14
k = Permeabilitas (Md)Φ = Porositas efektif Swir = Saturasi air sisa
2.8 Penentuan cadangan hidrokarbon
Dalam penentuan cadangan hidrokarbon yang terdapat pada setiap sumur
digunakan nilai cut off. Nilai cut-off digunakan untuk menentukan nilai net-
to-gross ratio yang digunakan untuk mengetahui kontinuitas dari sebuah
reservoir. Sehingga dibutuhkan nilai net thickness sebagai input dari net-to-
gross ratio. Jika cut-off Vsh dan porositas dikorelasikan dengan dengan nilai
permeabilitas, maka hal ini akan menjamin aliran fluida dari reservoir dapat
mengalir.
Nilai cut-off akan mengeliminasi batuan maupun komposisi dalam batuan
yang tidak sesuai dengan cut-off tersebut. Hal ini akan mempengaruhi
penentuan dari nilai hydrocarbon-in-place (IOIP maupun IGIP).
Berikut ini adalah penjelasan mengenai nilai cut off :
39
a. Nilai penggalan ditujukan untuk menghilangkan bagian reservoir
yang dianggap tidak produktif
b. Nilai cut-off disesuaikan dengan karakter fisik dari reservoir
c. Nilai yang dipakai adalah Sw, Vsh dan Porositas
d. Nilai penggalan ditentukan dari hasil data produksi, data log, data
analisa core dan pengalaman di lapangan
e. Nilai cut-off bersifat subyektif, tergantung dari keputusan suatu
perusahaan. Namun, nilai cut-off tidak dapat ditentukan dengan
sewenang-wenang.
Dalam penentuan cadangan hidrokarbon ini digunakan rumusan Initial
Oil In Place (IOIP). IOIP ini merupakan besarnya volume minyak yang
terdapat dalam reservoir pada saat awal sebelum diproduksi, besarnya IOIP
ini dapat diketahui dengan menggunakan persamaan sebagai berikut:
IOIP = 2.15
IOIP = Initial Oil in Place (STB,Stock Tank Barrels)7758 = Faktor konversi dari acre.ft ke barrelsVb = Volume Bulk dari reservoir (acre.ft) diasumsikan volume bulk
berupa bentuk tabung pada sumur. = Rata-rata porositas efektif pada kedalaman yang diteliti
Sw = Saturasi AirBoi = Oil formation volume factor (STB/bbls)
2.9 Definisi dan klasifikasi cadangan hidrokarbon
Definisi cadangan berdasarkan Petroleum Resources Management System
(PRMS, 2007; dalam Dadang Rukmana, 2009) adalah sejumlah minyak dan
gas bumi yang dapat diproduksikan secara komersial dengan menerapkan
teknologi yang ada saat ini. Cadangan dibagi menjadi 3 jenis yaitu :
a. Cadangan Pasti (Proven Reserve) :
Jumlah hidrokarbon yang ditemukan di dalam batuan reservoir yang
terbukti dapat diproduksikan dengan menggunakan teknologi yang
40
tersedia dengan tingkat keyakinan 90% berdasarkan data log sumur ,
geologi dan keteknikan reservoir serta didukung oleh produksi aktual atau
uji alir produksi.
b. Cadangan Mungkin (Probable Reserve) :
Jumlah hidrokarbon yang ditemukan di dalam batuan reservoir yang
mungkin dapat diproduksikan dengan menggunakan teknologi yang
tersedia dengan tingkat keyakinan 50% berdasarkan data log sumur,
geologi dan keteknikan reservoir tetapi tidak/belum didukung oleh
produksi aktual atau uji alir produksi.
c. Cadangan Harapan (Possible Reserve) :
Jumlah hidrokarbon yang ditemukan di dalam batuan reservoir yang
diharapkan dapat diproduksikan dengan menggunakan teknologi yang
tersedia dengan tingkat keyakinan 10% berdasarkan korelasi data geologi,
geofisika, keteknikan reservoir dan tidak / belum ada data sumur.
2.9.1 Pembagian kategori cadangan
a. Batas P1 (Proven)
3. 1.5 x Radius Investigasi hasil dari uji alir produksi atau drill steam test
(DST) pada lapisan/zona yang terwakili.
4. 1.5 x Radius pengurasan yang dihitung berdasarkan analisa decline
profile produksi untuk sumur yang telah berproduksi.
- Apabila tidak tersedia data uji alir produksi atau drill steam test (DST)
yang memadai maka perkiraan batas area Proven (P1) mak 250 m
untuk reservoir minyak, sedangkan untuk reservoir gas maksimum 750
m dengan pemahaman penyebaran secara lateral yang sangat baik.
b. Batas area 2P (Proven + Probable)
- 2,5 x Radius area P1 (Proven).
- Apabila dalam area P1 terpotong oleh fasies berbeda atau adanya
patahan maka area yang terpotong pada posisi tidak ada data sumur
dikategorikan sebagai P2.
41
c. Di luar area 2P pada struktur yg sama sebagai area possible (P3).
2.9.2 Pembagian cadangan berdasarkan sumuran
Pembagian cadangan berdasarkan sumuran ini menggunakan luasan area
dan dihitung vertikal kebawah pada zona prospek hidrokarbon, dimana area
P1 minyak berdasarkan radius masing - masing sumur 250 m atau 1.5 x
Radius Investigasi, sedangkan area 2P sebesar 2.5x dari besarnya area P1
atau batas terbawah dari low known oil (LKO), dan jika didukung data yang
lebih banyak maka dapat membuat cadangan P3 dengan memiliki batas oil
water contact (WOC).
Gambar 2.11 Kenampakan luasan area zona cadangan sumuran (Dadang Rukmana, 2009)
Gambar 2.12 Penampang cadangan hidrokarbon sumuran (Dadang Rukmana, 2009)
42
BAB III
METODE PENELITIAN
3.1 Metode Penelitian
Menurut Nazir (2005), metode penelitian merupakan suatu teknik atau
cara untuk mencari, memperoleh, mengumpulkan atau mencatat data yang
digunakan untuk keperluan menyusun suatu karya ilmiah dan kemudian
menganalisis faktor-faktor yang berhubungan dengan pokok-pokok
permasalahan sehingga akan terdapat suatu kebenaran data yang akan
diperoleh. Pada penelitian Tugas Akhir ini, metode yang digunakan adalah
sebagai berikut :
3.1.1.Metode Deskriptif
Menurut Nazir (2005), metode deskriptif merupakan metode yang
bertujuan untuk membuat gambaran secara sistematis, faktual dan akurat
mengenai fakta-fakta, sifat-sifat hubungan antar fenomena yang diselidiki.
Pada penelitian Tugas Akhir ini dilakukan deskripsi terhadap kurva log
secara quicklook meliputi log gamma ray (GR), spontaneous potential (SP),
resistivitas (MSFL, LLD dan LLS), densitas (RHOB), neutron (NPHI) dan
log sonik (DT), sehingga dapat diketahui jenis litologi, jenis komposisi
fluida pengisi batuan reservoir serta lebih lanjut lagi untuk mendapatkan
gambaran tanda-tanda keberadaan hidrokarbon dan kedalaman zona
hidrokarbon.
3.1.2.Metode Analisis
Menurut Nazir (2005), metode analisis merupakan metode yang
bertujuan untuk mereduksi data menjadi perwujudan yang lebih dapat
dipahami dan diinterpretasikan dengan cara tertentu sehingga hubungan dari
43
masalah penelitian dapat ditelaah serta diuji. Metode analisis yang
digunakan dalam penelitian ini antara lain :
1. Metode crossplot log densitas (RHOB) dan log neutron (NPHI) untuk
menentukan jenis litologi.
2. Metode perhitungan petrofisika deterministik terhadap data wireline log
pada 8 sumur penelitian untuk menentukan nilai properti reservoir antara
lain volume serpih (Vsh), porositas efektif (Фe), dan saturasi air (Sw),
permeabilitas (K).
3. Metode volumetrik untuk perhitungan cadangan hidrokarbon.
3.2 Tahap Penelitian
Penelitian ini dilakukan meliputi 4 tahap utama yaitu tahap persiapan,
tahap studi geologi regional, tahap pengolahan dan analisis data, serta tahap
penyusunan laporan
3.2.1 Tahap Persiapan
Tahap persiapan ini bertujuan untuk mempersiapkan segala sesuatu
sebelum memulai penelitian. Hal pertama yang dilakukan adalah
penyusulan langkah kerja secara sistematik. Langkah kerja ini nantinya akan
menjadi acuan dalam melakukan penelitian, karena didalamnya mencakup
tahapan-tahapan yang telah disusun secara sistematik sesuai dengan tema
penelitian yang akan dilakukan dan rencana waktu yang diperlukan dalam
melakukan penelitian.
3.2.2 Tahap Studi Pustaka
Studi Pustaka mencakup studi geologi regional, hal ini dikarenakan
studi geologi regional memberikan informasi tentang gambaran, kondisi,
serta sejarah geologi pada suatu daerah penelitian. Studi Pustaka juga
meliputi analisis kualitatif, analisis kuantitatif dan juga proses perhitungan
cadangan hidrokarbon.
3.2.3 Tahap Pengolahan dan Analisis Data
44
Tahap ini bermaksud untuk melakukan pemetaan bawah permukaan
serta perhitungan cadangan hidrokarbon pada daerah penelitian. Tahap ini
meliputi :
1. Analisis Data Log
Analisis data log ini bertujuan untuk mengetahui karakteristik
reservoir. Analisis data log meliputi analisis litologi analisis, analisis data
petrofisika, penentuan marker stratigrafi, dan korelasi data log
berdasarkan marker stratigrafi, dalam melakukan analisis litologi
digunakan konsep penggunaan crossplot. Crossplot digunakan dengan
membaca nilai NPHI dan nilai RHOB, yang mana besarnya nilai mineral
yang ada pada setiap jenis batuan dapat ditentukan dengan crossplot ini,
yang kemudian dapat ditentukan termasuk kedalam batuan apa.
2. Korelasi antar Sumur
Pada tahap korelasi sumur disini sebagai penentu persebaran dari
jenis litologi yang sama dengan menggunakan marker. Penentuan marker
stratigrafi dilihat berdasarkan prinsip stratigrafi sekuen. Penentuan
marker dilakukan berdasarkan pada Log Gamma Ray (GR)
Saat ini korelasi yang dilakukan adalah korelasi Stratigrafi, pada
korelasi stratigrafi ini dilakukan dengan menggunakan suatu lapisan
marker, marker disini adalah sebagai kode penentuan kesamaan litologi
yang ada pada Formasi tersebut. Marker disini juga sebagai datum.
Datum yang digunakan harus memiliki kemenerusan yang luas dan ada
pada sumur tersebut. Pada korelasi stratigrafi ini dilakukan sebagai untuk
mengetahui sejarah pengendapan dan hubungan sratigrafinya sebelum
terkena suatu pengharuh struktur
3. Analisis Petrofisika
Pada sistem analisis data petrofisika merupakan salah satu metode
atau sistem cara untuk mengetahui sifat karakteristik batuan pada suatu
Formasi. Analisis petrofisika ini tidak hanya untuk mengetahui
karakteristik sifat batuan saja tetapi juga untuk mengetahui pada suatu
zona reservoar yang didapat pada sistem perhitungan secara sistematis
45
dan manual. Pada sistem perhitungan analisis petrofisika dilakukan untuk
menghitung beberapa nilai , diantaranya : Nilai komposisi shale (Vsh),
Porositas (ф) , Kejenuhan air (Sw), dan Permeabilitas (K).
Pada sistematis perhitungan petrofisika dilakukan pada perangkat
lunak (software) paradigm geolog , yang dimana pada hal perhitungan
sama juga seperti halnya perhitungan manual, tetapi yang menjadi
perbedaan dalam perhitungan petrofisika sistematis dan manual adalah
pada sistematis kita menghitung per marker yang ada dan setelah itu
dicari gradien temperaturnya ( precalc) dll. nilai dimasukkan pada tabel
yang sudah ada pada jenis penghitungan yang dicari. Nilai didapatkan
pada wireline log pada sumur tersebut.
Pada perhitungan manual petrofisika pada dasarnya dilakukan
melalui beberapa tahap analisa petrofisika. tetapi nilai diperoleh tetap
pada wireline log atau pada log nya, sesuai dengan kebutuhan nilai apa
yang akan dicari pada hal perhitungan petrofisika. Tahap-tahap
perhitungan petrofisika secara umum ada beberapa tahapan memulai
perhitungan , seperti mencari nilai awal yaitu Resistivitas water nya atau
lebih mudahnya resistivitas air (Rw), selanjutnya nilai yang akan dicari
Saturasi waternya (Sw), Volume shale (Sh), Porositas (ф), dan
permeabilitas (K).Melalui tahapan disini maka nilai akan dimasukkan
dan dihitung sesuai rumus yang ada.
4. Perhitungan Cadangan Hidrokarbon
Perhitungan cadangan hidrokarbon dilakukan dengan perhitungan
pada setiap sumur, dalam batuan yang prospek berupa gross sand, dicari
hingga dapatnya net pay, maka sejumlah itu lah cadangan yang ada di
setiap sumur tersebut, perhitungan cadangan yang dilakukan adalah
perhitungan cadangan pasti menggunakan radius serap untuk hirokarbon.
3.2.4 Tahap Penyusunan Laporan
1. Pendahuluan
46
Pada tahap pendahuluan ini berisi mengenai latar belakang dari
penelitian, maksud dan tujuan mengenai penelitian yang dilakukan, serta
manfaat dari penelitian tersebut.
2. Dasar Teori
Pada bab dasar teori ini berisi mengenai geologi regional setempat,
mengenai konsep logging serta alat-alat log, perhitungan petrofisika dan
perhitungan cadangan hidrokarbon.
3. Metode Penelitian
Metode penelitian tentang bagaimana cara penelitian ini dilakukan serta
tahapan – tahapan yang dilakukan selama penelitian, dari awal penelitian
dilakukan hingga penelitian selesai sampai ditahap pembuatan laporan.
4. Pembahasan
Pembahasan berisi mengenai semua yang dilakukan selama penelitian,
data-data yang di olah, proses pengolahan data hingga semua data
tersebut telah selesai diolah dan mendapatkan hasilnya.
5. Kesimpulan dan Saran
Penutup berisi mengenai kesimpulan dari hasil penelitian yang telah
dilakukan, serta saran yang harus dilakukan untuk perusahaan maupun
untuk peneliti selanjutnya.
47
3.3 Diagram Alir
48
Tahap Pengolahan dan Interpretasi Data
Penentuan zona prospektif hidrokarbon
Analisis litologi & korelasi stratigrafi
Perhitungan petrofisika (volume shale, porositas, resistivitas, kejenuhan air, permeabilitas)
Interpretasi Wireline Log gamma ray (GR), spontaneous potential (SP), resistivitas (MSFL, LLD dan LLS), densitas (RHOB), neutron (NPHI), log sonik (DT)
Analisis kuantitatif
Perhitungan Cadangan Hidrokarbon
Potensi cadangan hidrokarbon pada Sumur w, x, y dan z pada Formasi Talang Akar, Lapangan Karangbaru,
Cekungan Jawa Barat Utara
Mulai
Tahap Persiapan
Studi RegionalStudi Kajian Pustaka
Tahap Pengambilan Data : Data Primer: Wireline Log gamma ray (GR), spontaneous potential (SP),
resistivitas (MSFL, LLD dan LLS), densitas (RHOB), neutron (NPHI), log sonik (DT)
Data Sekunder: Mud Log, Header Log, drill steam test
3.4 Alat dan Bahan Penelitian
Alat yang digunakan :
a. Komputer DELL.
b. Geolog Versi 7.0, merupakan perangkat lunak dibawah lisensi
Paradigm, digunakan dalam analisis data log, penentuan litologi,
penentuan korelasi, perhitungan petrofisika dan mengetahui pay
summary.
c. Microsoft Word, Excel dan Power point Versi 2013, digunakan untuk
menunjang dalam pembuatan laporan dan perhitungan petrofisika.
Bahan yang digunakan :
a. Basemap atau peta dasar pada lapangan “HSF”
b. Wireline Log gamma ray (GR), spontaneous potential (SP),
resistivitas (MSFL, LLD dan LLS), densitas (RHOB), neutron
(NPHI), log sonik (DT).
c. Mud log dan Header log.
3.5 Hipotesis Penelitian
1. Diperkirakan, litologi batuan sedimen silisiklastik dan batuan karbonat
pada interval penelitian merupakan penyusun Formasi Talang Akar di
Lapangan Karangbaru.
2. Diperkirakan, tekstur batuan reservoir memperlihatkan nilai properti
sebagai reservoir hidrokarbon.
49
3. Diperkirakan, batuan reservoir memperlihatkan prospeksi cadangan
hidrokarbon.
BAB IV
PEMBAHASAN
4.1 Analisis Data Log
Penelitian ini dilakukan pada 4 sumur, yaitu sumur hsf_01, hsf_02,
hsf_03 dan hsf_04. Analisis data log yang dilakukan menggunakan data log
gamma ray, log caliper, LLS, MFSL, LLD, RHOB, NPHI, DT. Analisis
kualitatif yang dilakukan menggunakan software geolog lisensi paradigm,
mencakup penentuan jenis litologi dan penentuan crossplot menggunakan
log RHOB dan NPHI untuk penentuan litologi dari setiap sumur yang
diteliti, serta korelasi litologi.
Gambar 4.1 Basemap 4 sumur yang diteliti pada Lapangan Karangbaru
4.1.1 Analisis Litologi
50
Analisis litologi dilakukan dengan melakukan pembacaan kurva log
yang ada, yang selanjutnya dianalisis untuk mengetahui jenis dari batuan
yang terdapat pada setiap kedalaman yang dibaca kurva log tersebut.
Berikut ini merupakan litologi yang terdapat pada data yang diteliti:
1. Batupasir
Litologi batupasir ini dapat dilihat melalui log gamma ray yang
nilai kurvanya rendah, di angka sekitar 40 gAPI yang menunjukan kurva
defleksi ke arah kiri, hal ini karena batupasir memiliki unsur radioaktif
yang rendah. Log LLD,LLS, MSFL tidak menunjukan kurva log yang
saling berhimpit sehingga menujukkan bahwa pada lapisan tersebut
merupakan lapisan yang kedap, sedangkan pada log SP menunjukan
kurva defleksi ke arah kanan yang menandakan bahwa lapisan tersebut
kedap.
Litologi batupasir pada log neutron menunjukan kurva defleksi ke
arah kanan karena pada batupasir memiliki porositas yang cukup baik
sekitar 18%, yang ditunjukan dengan nilai kurva neutron yang rendah
sehingga partikel neutron akan memancar cukup jauh menembus formasi
sebelum tertangkap kembali oleh alat log, sedangkan log densitas
mengalami kurva defleksi kerah kiri, karena log densitas membaca unsur
radioaktif yang sama dengan gamma ray, pada saat sinar gamma
bertabrakan dengan elektron dalam batuan akan mengalami pengurangan
energi, Semakin sedikit elektron dalam batuan maka semakin banyak
rongga antar butiran atau mineral penyusun batuan tersebut dan
menyebabkan pada batuan ini memiliki porositas yang tinggi sekitar 18%
hal ini menyebabkan fluida dapat terisi didalamnya, dapat dilihat pada
gambar 4.2.
Batupasir memiliki peran sebagai tempat terakumulasinya
hidrokarbon karena memiliki porositas dan permeabilitas yang baik
untuk terisi dengan fluida.
51
Gambar 4.2 Contoh kenampakan litologi batupasir pada sumur HSF-03
Crossplot pada log RHOB dan NPHI batupasir berada dikisaran
angka 2,65 gr/cc, dimana nilai kurva tersebut sama dengan densitas dari
mineral kuarsa, dapat dilihat pada gambar 4.3.
52
Well : HSF 02
Gambar 4.3 Kenampakan batupasir pada crossplot log densitas (RHOB) dan log neutron (NPHI)
2. Serpih
Litologi serpih pada log gamma ray menunjukan kurva defleksi
kearah kanan dan memiliki nilai kurva yang tinggi, sekitar 110 gAPI. Hal
ini disebabkan karena serpih memiliki komposisi radioaktif yang terdiri
dari unsur uranium, thorium, dan potassium. Log SP pada serpih relatif
lurus yang menunjukan salinitas komposisi dalam lapisan batuan sama
dengan salinitas lumpur.
Litologi serpih pada log resistivitas yaitu MSFL, LLS, dan LLD
posisi kurva ketiganya berhimpit, hal ini terjadi karena pada serpih
memiliki porositas yang kecil sehingga celah antar butir yang menjadi
media penghantar arus listrik kecil dan kemungkinan lapisan batuan ini
memiliki salinitas yang rendah.
Litologi serpih pada log neutron menunjukan nilai kurva yang tinggi
dan pada log densitas menunjukan kurva defleksi kearah kanan, oleh
karena itu batuan ini mempunyai porositas dan permeabilitas yang kecil.
Litologi serpih dalam petroleum system berperan sebagai batuan penutup
karena memiliki porositas dan permeabilitas yang kecil dan tidak dapat
menyimpan fluida dengan baik, dapat dilihat pada gambar 4.4.
53
Gambar 4.4 Contoh kenampakan litologi serpih pada sumur HSF-03
Crossplot pada log RHOB dan NPHI dari serpih memiliki nilai
kurva yang tinggi diatas 2,8 gr/cc dan nilai NPHI diatas 0,15 v/v, dalam
crossplot terlihat kurva letaknya relatif kekanan, dapat dilihat pada
Gambar 4.5.
54
Gambar 4.5 Kenampakan shale pada crossplot log densitas (RHOB) dan log neutron (NPHI)
3. Shalysand
Shalysand merupakan batupasir yang memiliki komposisi bercampur
dengan serpih, kenampakan pada kurva log gamma ray cenderung
defleksi kearah kiri tetapi tidak sama dengan batupasir memiliki nilai
sekitar 50 – 90 gAPI, dengan pembacaan seperti itu dimungkinkan pada
batuan ini terdapat unsur radioaktif seperti halnya pada serpih tetapi
unsur radioaktif tersebut tidak sebanyak pada serpih. Pada log SP terlihat
defleksi kearah kanan tetapi tidak signifikan, dimungkinkan lapisan pada
batuan ini sedikit kedap.
Shalysand, pada log resistivitas yaitu MSFL, LLS, dan LLD posisi
kurva ketiganya tidak berhimpit dan terlihat kurva terdefleksi kearah
kanan tetapi tidak signifikan yang memungkinkan juga lapisan ini sedikit
kedap.
55
Well : HSF 02
Shalysand pada log neutron menunjukan nilai kurva yang tinggi dan
pada log densitas menunjukan kurva defleksi kearah kiri, maka pada
lapisan ini memiliki porositas yang cukup baik tetapi permeabilitasnya
buruk. Litologi ini tidak terlalu baik sebagai reservoir maupun sebagai
penutup, karena sifat dari batuan ini sendiri dapat dilihat pada gambar
4.6.
Gambar 4.6 Contoh kenampakan litologi shalysand pada sumur HSF-03
Crossplot pada log RHOB dan NPHI dari shalysand berada pada
garis batupasir hingga serpih, karena komposisi dari shalysand
merupakan pasir yang bercampur dengan serpih dapat dilihat pada
gambar 4.7.
56
Gambar 4.7 Kenampakan shalysand pada crossplot log densitas (RHOB) dan log neutron (NPHI)
4. Batugamping
Litologi batugamping memiliki nilai kurva yang rendah pada
pembacaan di log gamma ray, yaitu di sekitar 30 – 60 gAPI, hal ini sama
dengan di batupasir, karena batugamping juga memiliki unsur radioaktif
yang rendah. Pada log SP lapisan batuan ini kurvanya mengalami
defleksi kearah kanan, hal ini menunjukan suatu lapisan yang kedap.
Litologi batugamping pada log resistivitas yaitu MSFL, LLS, dan
LLD, posisi kurva ketiganya tidak berhimpit dan kurva terdefleksi ke
arah kanan sehingga menujukan suatu lapisan kedap dengan resistivitas
yang tinggi.
Litologi batugamping pada log neutron menunjukan nilai kurva yang
cukup rendah dan pada log densitas menunjukkan nilai kurva yang cukup
tinggi, oleh karena itu batuan ini mempunyai porositas yang cukup baik.
57
Well : HSF 02
Batugamping juga memiliki peran sebagai reservoir dalam petroleum
system, namun pada Formasi Talang Akar ini yang menjadi reservoir
adalah batupasir, dapat dilihat pada gambar 4.8.
Gambar 4.8 Contoh kenampakan litologi batugamping pada sumurHSF-03
` Crossplot pada log RHOB dan NPHI batugamping berada
dikisaran angka 2,71 gr/cc sampai 2,85 gr/cc , dimana nilai kurva
tersebut sama dengan densitas dari mineral kalsit dan dolomit, dapat
dilihat pada gambar 4.9.
58
Gambar 4.9 Kenampakan batugamping pada crossplot log densitas (RHOB) dan log neutron (NPHI)
5. Batubara
Litologi batubara pada Formasi Talang Akar cukup banyak
dijumpai, batubara dapat dilihat pada kurva log gamma ray seperti
batupasir ataupun batugamping, yaitu kurva terdefleksi kearah kiri tetapi
pada kurva log SP tidak mengalami defleksi seperti pada serpih. Pada log
resistivitas MSFL, LLS, dan LLD kurva terdefleksi kearah kanan dan
sangat tinggi, semakin tinggi nilai resistivitas maka komposisi air dalam
batubara semakin sedikit dan komposisi karbon semakin banyak.
Batubara dengan kualitas baik memiliki komposisi karbon yang tinggi
(>93%).
Batubara merupakan jenis batuan yang terbentuk dari bahan
organik dan tidak memiliki unsur radioaktif berupa uranium, thorium dan
59
Well : HSF 02
pottasium sehingga tingkat radioaktifnya kecil. Nilai log SP tidak
menunjukan kurva terdefleksi karena batubara merupakan batuan yang
tidak kedap sehingga tidak terjadi perubahan pada kurva log SP. Pada log
resistivitas yaitu MSFL, LLS, dan LLD kurva ketiganya terdefleksi
sangat tinggi karena pada log ini menunjukan bahwa batubara tidak dapat
mengantarkan arus listrik dengan baik. Matriks dari batubara berupa
material organik banyak memiliki komposisi C, H, dan O yang tidak
konduktif.
Batubara pada log densitas dan log neutron kurva terdefleksi kearah
kiri sangat tinggi, Hal ini karena komposisi dari batubara itu sendiri
sehingga partikel neutron yang bertumbukan dengan atom-atom
mengalami sedikit hilang, pada log densitas nilai kurvanya rendah karena
batubara tidak memiliki porositas yang baik. Butiran atau mineral
penyusun batuan tersebut semakin padat dan mengakibatkan semakin
banyak tumbukan antara sinar gamma dengan elektron dalam batuan
dapat dilihat pada gambar 4.10.
Gambar 4.10 Contoh kenampakan litologi batubara pada sumur HSF-03
60
Penentuan batubara sama dengan organicshale, hal ini dikarenakan
nilai densitas dan neutron keduanya sama, dimana defleksi kurva keduanya
cenderung kearah kiri, dan dalam crossplot persebaran batubara maupun
shalysand cenderung menyebar tidak pada titik yang sama, dapat dilihat
pada Gambar 4.11.
Gambar 4.11 Kenampakan batubara pada crossplot nilai log densitas (RHOB) dan log neutron (NPHI)
6. Organicshale
Organicshale memiliki karakteristik yang sama dengan batubara,
yang membedakan adalah pada kurva log gamma ray cenderung
memiliki nilai kurva yang tinggi, menunjukan bahwa unsur radioaktif
didalamnya besar, hal ini dimungkinkan karena jumlah unsur organik
yang terendapkan dalam proses yang sama dengan pembentukan
batubara, terdapat shale yang memiliki unsur radioaktif yang tinggi
sehingga saat pembacaan di kurva log gamma ray memiliki nilai yang
besar. Log SP sama dengan batubara kurva tidak mengalami defleksi.
61
Well : HSF 02
Organicshale pada log densitas dan log neutron kurva mengalami
defleksi kearah kiri sangat tinggi, Hal ini karena komposisi yang sama
dengan batubara itu sendiri sehingga partikel neutron yang bertumbukan
dengan atom-atom mengalami sedikit hilang, pada log densitas nilai
kurvanya rendah karena organicshale tidak memiliki porositas yang baik.
Butiran atau mineral penyusun batuan tersebut semakin padat dan
mengakibatkan semakin banyak tumbukan antara sinar gamma dengan
elektron dalam batuan, dapat dilihat pada gambar 4.12.
Gambar 4.12 Contoh kenampakan litologi Organicshale pada sumurHSF 03
Analisis data log berupa penentuan litologi ini dilakukan pada 4
sumur yang dijadikan bahan penelitian, yaitu sumur HSF 01, HSF 02,
HSF 03, dan HSF 04. Dari hasil analisis log ini ditentukan lapisan yang
prospek sebagai reservoir, dengan melihat adanya cross atau kurva log
densitas dan neutron yang saling mendekat sehingga dapat di prediksi
62
bahwa lapisan tersebut merupakan lapisan yang prospek sebagai
reservoir, dapat dilihat pada gambar 4.13. Zona prospek dibagi
berdasarkan marker yang dibuat, pada sumur HSF 01 zona prospek
terdapat pada marker TAF 6 dan TAF 8. Sumur HSF 02 zona prospek
terdapat pada marker TAF 5, TAF 6, dan TAF 8. Sumur HSF 03 zona
prospek terdapat pada marker TAF 3.1, TS, TAF 6, dan TAF 8. Sumur
HSF 04 zona prospek terdapat pada marker TA6 5, dan TAF 8. Marker
ini dibuat untuk memudahkan dalam menentukan daerah yang prospek
dan untuk mengetahui kesamaan jenis dan karakteristik lapisan pada
setiap well yang berbeda-beda.
Gambar 4.13 Contoh kenampakan daerah yang prospek pada sumur HSF-03
63
4.1.2 Korelasi Stratigrafi
Korelasi stratigrafi pada penelitian kali ini dilakukan untuk
mengetahui persebaran litologi yang memiliki karakteristik yang sama pada
setiap sumur. Korelasi litostratigrafi ini pada hakekatnya merupakan
penghubungan antar lapisan-lapisan batuan yang mengacu pada kesamaan
jenis litologinya. Batas satuan litostratigrafi ini merupakan kontak antara
dua satuan yang memiliki ciri litologi yang berlainan, yang dijadikan
sebagai dasar pembeda antara keduanya.
Korelasi ini didahului dengan penentuan marker litologi yang
dimungkinkan sebagai reservoir, serta korelasi dilakukan pada litologi
batubara yang merupakan salah satu cara untuk mempermudah dalam
melakukan korelasi antar sumur, dikarenakan persebaran batubara yang
secara lateral.
Dalam korelasi stratigrafi kedalaman yang digunakan adalah TVDSS
(True Vertical Depth Sub Sea) dikarenakan ketinggian muka air laut pada
daerah tersebut dianggap sama, sehingga ketinggian lapisan yang berada
dibawah permukaan laut tersebut juga sama
Dasar korelasi yang dilakukan adalah kesamaan jenis batuan yang
berada pada tiap sumur yang berbeda dan dianggap sebagai satu lapisan
batuan yang sama, dimana korelasi dilakukan pada sumur yang diteliti,
korelasi yang dilakukan adalah korelasi pada litologi yang dianggap sebagai
reservoir, dan juga pada lapisan batubara yang sama dan ada di semua
sumur yang diteliti hal ini merupakan korelasi litostratigrafi, dari hasil
korelasi litostratigrafi tersebut maka diketahui lapisan yang dianggap sama
pada setiap sumur dan dapat dibandingkan nilai perhitungan petrofisika dan
cadangan hidrokarbonnya, terdapat pada gambar 4.14 dan 4.15 korelasi
litostratigrafi.
64
Gambar 4.14 Korelasi litostratigrafi dari 4 sumur HSF-01, HSF-02, HSF-03, HSF-04
65
HSF-01 HSF-04HSF-02 HSF-03
Gambar 4.15 Korelasi litostratigrafi dari 4 sumur HSF-01, HSF-02, HSF-03, HSF-04
66
HSF-01HSF-01 HSF-02HSF-02 HSF-03HSF-03 HSF-04HSF-04
4.2 Analisis Petrofisika
Analisis petrofisika merupakan salah satu metode untuk mengetahui
karakteristik fisik pada suatu zona reservoir dengan perhitungan secara
matematis. Dalam penelitian kali ini analisis menggunakan software geolog
dan microsoft excel untuk perhitungan manual.
Perhitungan ini dilakukan untuk mengetahui nilai komposisis shale
(Vsh), porositas (ɸ), resistivitas (R), kejenuhan air (Sw) dan kejenuhan
hidrokarbon (Sh).
4.2.1 Perhitungan Resistivitas Air Formasi
Perhitungan pada zona air bertujuan untuk mendapatkan nilai
resistivitas air, yang digunakan untuk perhitungan parameter petrofisika
berikutnya pada zona hidrokarbon. Penentuan zona air dapat langsung
dilakukan melalui pembacaan log, pada daerah yang dianggap sebagai zona
air, hal yang mendasari penentuan tersebut adalah nilai dari log gamma ray
yang rendah, log densitas dan neutron menunjukan bentukan khas batupasir
serta yang paling menunjukan keberadaan fluida air adalah nilai resistivitas
yang lebih rendah dibandingkan nilai pada kedalaman zona prospek
hidrokarbon.
Perhitungan nilai resistivitas, dapat ditentukan dengan log resistivitas
LLD, LLS dan MSFL dengan satuan ohm-m, resistivitas Formasi adalah
salah satu parameter utama yang diperlukan untuk menentukan saturasi
hidrokarbon, arus listrik dapat mengalir didalam Formasi batuan
dikarenakan konduktivitas dari air pada pori - pori batuan, oleh karena itu
resistivitas bawah permukaan dapat dihitung nilainya.
Mencari nilai dari resistivitas air dapat digunakan pendekatan dengan
berbagai macam cara dan perhitungan, pada penelitian kali ini digunakan 2
metode yaitu “Rw dari Rwa” dan “Ratio Method”. Perhitungan “Rw dari
Rwa” sebagai berikut:
Rw= 4.1
67
Rw = Resistivitas Air (ohm-m)Φ = Porositas a = Panjang Alur m = Faktor SementasiRt = Resistivitas log (ohm-m)
Menentukan nilai true resistivity (Rt), yang dimaksud dari true
resistivity adalah nilai dari resistivitas yang tidak dipengaruhi oleh fluida
dari pengeboran, dapat diartikan komposisi fluida pada formasi adalah
100% air (Sw=100%) nilai dari Rt dapat dilihat langsung pada kurva log
resistivity pada daerah yang tidak terinvasi lumpur pemboran (uninvaded
zone) pada zona air. Nilai porositas didapatkan dari pembacaan langsung
dari log neutron, Nilai panjang alur (a) dan faktor sementasi (m), didapat
dari data core
Untuk metode rasio digunakan rumus sebagai berikut:
Rw= (Rt*Rmf)/Rxo 4.2
Rw = Resistivitas air FormasiRmf = Resistivitas mud filtrateRxo = Resistivitas pada flushed zone
Untuk nilai Rmf dapat dilihat dari data header log sedangkan untuk
nilai Rxo dapat dilihat langsung pada log resistivitas pada zona flushed
zone, dari kedua metode pencarian Rw tersebut diambil rata ratanya maka
resistivitas air formasi (Rw) akan diperoleh.
Sumur HSF ini tidak memiliki zona air untuk dilakukan perhitungan
Rw sehingga nilai Rw didapat dari analisa laboratorium air formasi yang
ikut terproduksikan, dimana pada analisa laboratorium tersebut daerah yang
ada pada sumur HSF ini memiliki salinitas air Formasi sebesar 15.000 ppm,
pada suhu sebesar 270C, selanjutnya untuk menentukan RW menggunakan
kurva schlumberger chart.
68
Gambar 4.16 Schlumberger chart resistivity NaCl Solution
Berdasarkan Schlumberger chart tersebut dengan nilai salinitas formasi
dan suhu yang ada maka didapat nilainya pada kisaran 0,36 ohmm, maka
nilai resistivitas pada sumur HSF pada Formasi Talang Akar adalah 0,36
ohmm pada suhu 270C.
4.2.2 Perhitungan Volume Shale
Perhitungan awal adalah mencari nilai volume shale, nilai volume shale
digunakan untuk koreksi terhadap nilai porositas dan pemotongan zona
prospek hidrokarbon, karena yang dibutuhkan adalah zona yang sudah tidak
terdapat litologi shale. Perhitungan manual yang digunakan pada penelitian
69
kali ini menggambil dari salah satu sumur yaitu sumur HSF-03 pada
kedalaman 2865,7296 m dan hasilnya sebagai berikut:
Vsh= 4.3
Vsh= = 0,2 4.4
GR Log = Nilai Gamma-ray pada kedalaman yang diteliti(API)GR Max = Nilai Gamma-ray maksimum shale (API)GR Min = Nilai Gamma-ray minimum clean sand (API)
Penggunaan software geolog menggunakan chart histogram untuk
menentukan sandbaseline dan shalebaseline. Sandbaseline dan
shalebaseline tersebut dapat dilihat pada kurva log gamma ray dan tentukan
nilainya dari masing-masing tersebut yang diprediksi sebagai baseline, yang
selanjutnya akan didapatkan nilai vsh dengan menggunakan determin dalam
software tersebut, maka nilai vsh dari setiap kedalaman yang ada pada
sumur tersebut akan diketahui besaran nilainya.
Sumur HSF-01 ini marker yang menunjukkan kesamaan baseline
adalah marker TAF,TAF 1, Btm.TAF 1, TAF 2, Btm. TAF 2, TAF 3,
Btm.TAF 3, TAF 4, Btm. TAF 4, TAF 5, Btm. TAF 5, Coal, Coal 1, TS,
TAF 6, Btm. TAF 6, Coal 2, TAF 7, Btm. TAF 7, Coal 3, Coal 4. Dari
marker tersebut menunjukkan sand baseline berada pada nilai 41,947 gAPI,
sedangkan shale baseline berada pada nilai 109,381 gAPI. Berikut ini
adalah bentukan dari histogram Vsh pada semua marker tersebut:
70
Gambar 4.17 Histogran Vsh pada sumur HSF-01
Sumur yang lainnya juga didapatkan vsh dengan cara yang sama
seperti pada HSF-01 ini, untuk mendapatkan sand baseline dan shale
baseline.
4.2.3 Perhitungan Porositas
Perhitungan porositas dapat dilakukan melalui log neutron, log
densitas dan log sonik, perhitungan ini untuk mengetahui besaran nilai
kemampuan batuan untuk menyimpan fluida dari suatu batuan reservoir,
untuk menghitung besaran porositas diperlukan nilai kurva dari masing-
masing log densitas dan log neutron.
Pada Sumur HSF-03 pada kedalaman 2865,7296 m perhitungan
porositas densitas menggunakan persamaan berikut:
71
Hsf-
ΦD= 4.5
ΦD= = 0,1 4.6
ρma = Densitas matriks batuan (g/cm³)ρb = Densitas bulk kedalaman yang diteliti (g/cm³)ρf = Densitas fluida mud (g/cm³)
Pembacaan ρb dapat dilihat langsung dari log densitas, karena densitas
bulk formasi adalah fungsi dari densitas matriks batuan, densitas dari
matriks batuan tergantung dengan jenis dari batuan itu sendiri sehingga
memiliki nilai yang berbeda, dari jenis batuan yang berbeda itu lah maka
memiliki nilai porositas yang berbeda pula.
Dalam mengukur nilai densitas formasi, nilai densitas yang diukur
adalah tergantung pada densitas batuan, jumlah ruang pori matriks dan
densitas fluida dari pengisi formasi, karena porositas adalah banyaknya
fluida yang mengisi ruang pori batuan (Harsono, 1997).
Nilai densitas fluida mud dapat diperkirakan dari pembacaan log
resistivitas, hal ini berkaitan dengan pembacaan resistivitas yang berbanding
terbalik dengan konduktivitas fluida dan lingkungan pengeboran.
Pada sumur HSF nilai resistivitas dangkal (invaded zone) lebih tinggi
daripada nilai resistivitas dalam (uninvaded zone) maka dapat
diinterpretasikan jenis fluida yang dipakai pada saat pengeboran adalah
fresh mud system¸ dikarenakan air biasa / fresh water mempunyai nilai
konduktivitas lebih rendah dibandingkan air asin, sedangkan nilai
resistivitas berbanding terbalik dengan nilai konduktivitas maka dapat
diperkirakan air formasi lebih asin dibandingkan air yang dipakai pada saat
pengeboran, oleh karena itu nilai densitas fluida mud adalah 1.
72
Porositas neutron dapat dibaca langsung dari log neutron (NPHI), log
neutron pengukuran utamanya adalah mengukur konsentrasi hidrogen pada
formasi, energi neutron yang hilang dapat dikonversi menjadi porositas
karena energi hidrogen terkonsentrasi didalam fluida yang mengisi pori
batuan, energi neutron hilang pada komposisi fluida yang mempunyai
konsentrasi hidrogen yang tinggi.
Sumur HSF-03 pada kedalaman 2865,7296 m mempunyai nilai
porositas neutron 0,18 dan nilai Vsh 0,2. Mencari porositas total dari sumur
menggunakan persamaan sebagai berikut:
Φt =
Φt = = 0,14 4.7
Porositas efektif didapatkan dengan rumusan sebagai berikut:
ΦDc = 0,1 – (0,03.0,2) = 0,09
ΦNc = 0,18 – (0,349.0,2) = 0,11
Φe = = 0,1 4.8
Sedangkan dalam penentuan menggunakan software geolog yang
digunakan adalah parameter penentuan porositasnya menggunakan densitas
dan neutron, dimana dalam hal ini melakukan crossplot pada daerah yang
diteliti yang dianggap sebagai zona yang prospek, dalam hal ini dengan
menentukan titik yang dianggap sebagai matriks yang dominan dalam kurva
densitas dan neutron, yang selanjutnya penentuan dry shale. Dry shale ini
dianggap sebagai titik dimana didapatkan shale yang dalam kondisi kering
berada, acuan dalam penentuan dry shale adalah mineral lempung seperti
illit, kaolinit dan lainnya. Selanjutanya untuk densitas fluida memiliki nilai
maksimal diangka 1000, karena dianggap nilai fluida air terbesar sekitar
1000.
73
Selanjutnya untuk penentuan shale didapat pada titik dari dryshale
kegaris menuju fluida dan pada shale yang dominan. Porositas total dari
suatu lapisan didapat dari nilai matriks dari batuan tersebut dan besarnya
neutron pada lapisan tersebut, setelah mengetahui besarannya maka
porositas akan diperoleh.
A. Sumur HSF-01
Sumur HSF-01 ini terdapat 2 lapisan yang dianggap prospek, untuk
mengetahui porositas dari zona yang prospek tersebut menggunakan
crossplot RHOB dan NPHI, dalam crossplot tersebut memasukkan nilai
matriks dari batuan yang berporositas baik, dryshale, shale, dan fluida.
Lapisan pertama yang prospek terdapat pada pada marker TAF 6 dengan
nilai RHOB 2550 gAPI dan nilai NPHI 0,09 v/v, yang selanjutnya untuk
mengetahui dry shale, dan shale menggunakan marker yang berada didekat
dari marker TAF 6 yaitu marker Btm. TAF 6 dengan shale memiliki nilai
RHOB 2729,285 gAPI dan nilai NPHI 0,248 v/v, marker ini digunakan
karena litologinya berupa shale yang dominan, untuk fluida memiliki nilai
RHOB 999,272 gAPI dan nilai NPHI 0,904 v/v. Berikut ini adalah crossplot
pada daerah yang dianggap prospek yaitu TAF 6 serta marker yang
dianggap lapisan dominan shale marker Btm. TAF 6.
74
Gambar 4.18 Crossplot pada sumur HSF-01 zona prospek 1
Zona prospek yang terdapat pada sumur HSF-01 berada pada marker
TAF 8 dengan nilai RHOB 2550 gAPI dan nilai NPHI 0,08 v/v, yang
selanjutnya untuk mengetahui dry shale, dan shale menggunakan marker
yang berada didekat dari marker TAF 8 yaitu marker Btm. TAF 8 dengan
shale memiliki nilai RHOB 2729,089 gAPI dan nilai NPHI 0,146 v/v,
marker ini digunakan karena litologinya berupa shale yang dominan, untuk
fluida memiliki nilai RHOB 1000 gAPI dan nilai NPHI 0,92 v/v. Berikut ini
adalah crossplot pada daerah yang dianggap prospek yaitu TAF 8 serta
marker yang dianggap lapisan dominan shale marker Btm. TAF 8.
75
Well : HSF-01
Gambar 4.19 Crossplot pada sumur HSF-01 zona prospek 2
B. Sumur HSF-02
Sumur HSF-02 ini terdapat 3 lapisan yang dianggap prospek, untuk
mengetahui porositas dari zona yang prospek tersebut menggunakan
crossplot RHOB dan NPHI, dalam crossplot tersebut memasukkan nilai
matriks dari batuan yang berporositas baik, dryshale, shale, dan fluida. Pada
lapisan yang pertama batuan yang memiliki porositas terdapat pada marker
TAF 5 dan TAF 4 tetapi yang prospek hanya pada TAF 5, dimana crossplot
yang dibuat dari marker TAF 4 – TS, hal ini dikarenakan untuk mengetahui
rentang dari matriks batuan yang berporositas baik serta kelimpahan shale,
sehingga mendapatkan nilai yang dominan dan lebih merata untuk titik dari
matriks maupun shale, dari crossplot didapat matriks dengan nilai RHOB
2700 gAPI dan nilai NPHI 0,1 v/v, yang selanjutnya untuk mengetahui dry
shale, dan shale menggunakan marker yang berada didekat dari marker
TAF 5 dan TAF 4 yaitu marker Btm. TAF 4, Btm TAF 5, Coal, Coal 1, dan
TS dengan shale memiliki nilai RHOB 2811,051 gAPI dan nilai NPHI
0,358 v/v, marker ini digunakan karena litologinya berupa shale yang
76
Well : HSF-01
dominan, untuk fluida memiliki nilai RHOB 1000 gAPI dan nilai NPHI 0,89
v/v.
Lapisan kedua yang memiliki zona prospek terdapat pada marker TAF
6 dengan nilai RHOB 2650 gAPI dan nilai NPHI 0,09 v/v, yang selanjutnya
untuk mengetahui dry shale, dan shale menggunakan marker yang berada
didekat dari marker TAF 6 yaitu marker Btm. TAF 6 dengan shale memiliki
nilai RHOB 2823,992 gAPI dan nilai NPHI 0,275 v/v, marker ini digunakan
karena litologinya berupa shale yang dominan, untuk fluida memiliki nilai
RHOB 1000 gAPI dan nilai NPHI 0,99 v/v, berikut ini adalah crossplot
pada daerah yang dianggap prospek yaitu crossplot pada TAF 4 – TS
dengan zona prospek berada pada marker TAF 5 dan crossplot TAF 6 serta
marker yang dianggap lapisan dominan shale marker Btm. TAF 6:
Gambar 4.20 Crossplot pada sumur HSF-02 zona prospek 1
77
Well : HSF 02
Gambar 4.21 Crossplot pada sumur HSF 02 zona prospek 2
Zona prospek lapisan ketiga yang terdapat pada sumur HSF-02
berada pada marker TAF 8 dengan nilai RHOB 2700 gAPI dan nilai NPHI
0,02 v/v, yang selanjutnya untuk mengetahui dry shale, dan shale
menggunakan marker yang berada didekat dari marker TAF 8 yaitu marker
Btm. TAF 8 dan MFS dengan shale memiliki nilai RHOB 2763,599 gAPI
dan nilai NPHI 0,279 v/v, marker ini digunakan karena litologinya berupa
shale yang dominan, untuk fluida memiliki nilai RHOB 1000 gAPI dan nilai
NPHI 0,98 v/v, berikut ini adalah crossplot pada daerah yang dianggap
prospek yaitu TAF 8 serta marker yang dianggap lapisan dominan shale
marker Btm. TAF 8.
78
Well : HSF-02
Gambar 4.22 crossplot pada sumur HSF-02 zona prospek 3
C. Sumur HSF-03
Pada HSF-03 ini terdapat 4 lapisan yang dianggap prospek, untuk
mengetahui porositas dari zona yang prospek tersebut menggunakan
crossplot RHOB dan NPHI, dalam crossplot tersebut memasukkan nilai
matriks dari batuan yang berporositas baik, dryshale, shale, dan fluida. Pada
lapisan prospek yang pertama dan kedua batuan yang memiliki porositas
terdapat pada marker TAF 3.1, TAF 4 dan TAF 5 tetapi yang prospek hanya
pada marker TAF 3.1 dan TS, dimana crossplot yang dibuat dari marker
TAF 3.1 – TS, hal ini dikarenakan untuk mengetahui rentang dari matriks
batuan yang berporositas baik serta kelimpahan shale, sehingga
mendapatkan nilai yang dominan dan lebih merata untuk titik dari matriks
maupun shale. Dari crossplot didapat matriks dengan nilai RHOB 2550
gAPI dan nilai NPHI 0,1 v/v, yang selanjutnya untuk mengetahui dry shale,
79
Well : HSF-02
dan shale menggunakan marker yang berada didekat dari marker matriks
TAF 3.1, TAF 4, TAF 5 dan TS yaitu marker Btm. TAF 3.1, Btm. TAF 4,
Btm TAF 5, Coal dan Coal 1 dengan shale memiliki nilai RHOB 2815,364
gAPI dan nilai NPHI 0,332 v/v, marker ini digunakan karena litologinya
berupa shale yang dominan, untuk fluida memiliki nilai RHOB 1000 gAPI
dan nilai NPHI 0,9 v/v.
Daerah yang dianggap prospek yaitu crossplot pada TAF 3.1 – TS
dengan zona prospek berada pada marker TAF 3.1 dan marker TS, yang
keduanya berada pada crossplot yang sama dengan nilai RHOB dan NPHI
dari matriks, shale, dry shale, dan fluida yang dianggap memiliki nilai yang
sama, berikut ini adalah crossplot-nya:
Gambar 4.23 Crossplot pada sumur HSF 03 zona prospek 1 dan 2
Lapisan ketiga yang memiliki zona prospek terdapat pada marker
TAF 6 dengan nilai RHOB 2550 gAPI dan nilai NPHI 0,1 v/v, yang
selanjutnya untuk mengetahui dry shale, dan shale menggunakan marker
80
Well : HSF-03
yang berada didekat dari marker TAF 6 yaitu marker Btm. TAF 6 dengan
shale memiliki nilai RHOB 2737,717 gAPI dan nilai NPHI 0,24 v/v, marker
ini digunakan karena litologinya berupa shale yang dominan, untuk fluida
memiliki nilai RHOB 1000 gAPI dan nilai NPHI 0,99 v/v, berikut ini adalah
crossplot pada daerah yang dianggap prospek yaitu TAF 6 serta marker
yang dianggap lapisan dominan shale marker Btm. TAF 6:
Gambar 4.24 Crossplot pada sumur HSF 03 zona prospek 3
Zona prospek lapisan keempat yang terdapat pada sumur HSF 03
berada pada marker TAF 8, pada crossplot berikut terdapat dua lapisan yang
memiliki porositas yaitu marker TAF 7.1 dan TAF 8, tetapi yang memenuhi
syarat sebagai zona prospek adalah marker TAF 8, pada crossplot ini
memiliki matriks dengan nilai RHOB 2740 gAPI dan nilai NPHI 0,01 v/v,
yang selanjutnya untuk mengetahui dry shale, dan shale menggunakan
81
Well : HSF-03
marker yang berada didekat dari marker TAF 7.1 dan TAF 8 yaitu marker
Btm TAF 7.1 dan Btm. TAF 8 dengan shale memiliki nilai RHOB 2785,168
gAPI dan nilai NPHI 0,281 v/v, marker ini digunakan karena litologinya
berupa shale yang dominan, untuk fluida memiliki nilai RHOB 1000 gAPI
dan nilai NPHI 0,989 v/v, berikut ini adalah crossplot dari marker TAF 7.1
– Btm. TAF 8:
Gambar 4.25 Crossplot pada sumur HSF-03 zona prospek 4
D. Sumur HSF-04
Pada HSF-04 ini terdapat 2 lapisan yang dianggap prospek, untuk
mengetahui porositas dari zona yang prospek tersebut menggunakan
crossplot RHOB dan NPHI, dalam crossplot tersebut memasukkan nilai
matriks dari batuan yang berporositas baik, dryshale, shale, dan fluida.
Lapisan pertama yang prospek terdapat pada marker TAF 6 dengan nilai
RHOB 2550 gAPI dan nilai NPHI 0,09 v/v, yang selanjutnya untuk
mengetahui dry shale, dan shale menggunakan marker yang berada didekat
82
Well : HSF 03
dari marker TAF 6 yaitu marker Btm. TAF 6 dan Coal 2 dengan shale
memiliki nilai RHOB 2780,854 gAPI dan nilai NPHI 0,271 v/v, marker ini
digunakan karena litologinya berupa shale yang dominan, untuk fluida
memiliki nilai RHOB 1000 gAPI dan nilai NPHI 0,78 v/v, berikut ini adalah
crossplot pada daerah yang dianggap prospek yaitu TAF 6 serta marker
yang dianggap lapisan dominan shale marker Btm. TAF 6 dan Coal 2.
Gambar 4.26 Crossplot pada sumur HSF-04 zona prospek 1
Zona prospek lapisan kedua yang terdapat pada sumur HSF-04 berada
pada marker TAF 8, pada crossplot berikut terdapat dua lapisan yang
memiliki porositas yaitu marker TAF 7.1 dan TAF 8, tetapi yang memenuhi
syarat sebagai zona prospek adalah marker TAF 8, pada crossplot ini
memiliki matriks dengan nilai RHOB 2740 gAPI dan nilai NPHI 0,01 v/v,
yang selanjutnya untuk mengetahui dry shale, dan shale menggunakan
marker yang berada didekat dari marker TAF 7.1 dan TAF 8 yaitu marker
Btm TAF 7.1 dan Btm. TAF 8 dengan shale memiliki nilai RHOB 2759,285
83
Well : HSF 04
gAPI dan nilai NPHI 0,305 v/v, marker ini digunakan karena litologinya
berupa shale yang dominan, untuk fluida memiliki nilai RHOB 1000 gAPI
dan nilai NPHI 0,9 v/v, berikut ini adalah crossplot dari marker TAF 7.1 –
Btm. TAF 8:
Gambar 4.27 Crossplot pada sumur HSF-04 zona prospek 2
4.2.4 Perhitungan Saturasi Air
Saturasi adalah volume fluida yang mengisi suatu pori batuan
reservoir, saturasi menghitung jumlah air yang berada pada pori batuan
reservoir (Sw) yang akan diakumulasi dengan jumlah hidrokarbonnya (Sh).
Perhitungan saturasi air (Sw) yang dilakukan pada penelitian ini
adalah menggunakan persamaan Indonesia dikarenakan litologi didominasi
oleh perselingan antara batupasir dan shale yang menjadi ciri khas pada
daerah yang ada di indonesia. Perhitungan menggunakan persamaan berikut
84
Well : HSF 04
n
Sw =
1,92
Sw = 0,48
m = Sementasi n = Eksponen saturasiΦ = Porositas efektifRw = Resistivitas air Formasi (ohm-m)Rmf = Resistivitas filtrat lumpur (ohm-m)Rsh = Resistivitas shale (ohm-m)Rt = Resistivitas log (ohm-m)Vsh = Volume ShaleSh = 1-SwSh = 1- 0,48 = 0,52Sw = Saturasi air Sh = Saturasi hidrokarbon
Hal sama dilakukan dalam penggunaan software geolog yaitu
memasukkan nilai a,m, n, Rw serta nilai Rt pada software tersebut sehingga
nilai dari saturasi dari akan keluar, dalam hal ini nilai a, m dan n, pada zona
yang dianggap prospek berbeda-beda, pada daerah yang dianggap sebagai
marker TAF 6 memiliki nilai a = 1, m = 1,8109 dan nilai n = 1,9268 dan
pada marker TAF 8 memiliki nilai a = 1, m = 1,6796 dan nilai n = 1,8921,
sedangkan pada marker yang lainnya digunakan nilai default dari batupasir,
karena batupasir sebagai zona reservoirnya, yaitu memiliki nilai a = 0,62, m
= 2,15 dan nilai n = 2
4.2.5 Perhitungan Permeabilitas
85
4.9
Permeabilitas adalah kemampuan dari suatu batuan untuk mudah atau
tidaknya fluida mengalir di dalam formasi batuan, batuan dikatakan tidak
kedap bila porositas pada batuan tersebut saling berhubungan misalnya pori,
retakan dan rekahan pada batuan untuk mengalirkan fluida, untuk
menentukan nilai permeabilitas diperlukan nilai saturasi air sisa, saturasi air
sisa merupakan air yang berada pada pori suatu batuan yang tidak dapat
terdorong oleh fluida hidrokarbon dan tetap mengisi pori batuan bersama
fluida hidrokarbon yang masuk kedalam rongga pori batuan tersebut.
penentuan nilai saturasi air sisa (Swir) menggunakan persamaan sebagai
berikut:
Swir
= 0,1
Swir = Saturasi air sisaa = Panjang alur m = Sementasiɸ = porositas total pada kedalaman yang diteliti
Nilai saturasi air sisa adalah pembacaan kuantitas air sisa pada suatu
reservoir, pada sumur HSF-03 pada kedalaman 2865,7296 m saturasi air
sisanya 0,1 berarti hanya sedikit air yang terjebak pada lapisan reservoir
batupasir, dalam penggunaan software geolog nilai Swir sudah ditentukkan
yang didapat dari data core. Nilai Swir yang didapat dari data core ada 3
nilai yaitu nilai untuk TAF 6 pada semua sumur HSF yaitu 27%, pada TAF
8 pada semua sumur HSF yaitu 24%.
Setelah didapatkan nilai saturasi air maka dapat menentukan nilai
permeabilitas dengan persamaan sebagai berikut:
86
4.10
K =
K = = 3 md 4.12
= Porositas pada kedalaman yang ditelitiSwir = Saturasi air sisa (didapat dari data core)K =Nilai permeabilitas
Dalam penggunaan software geolog nilai Swir dalam setiap lapisan
dimasukkan untuk mengetahui besaran dari permeabilitasnya itu sendiri, dan
berikut ini merupakan tabel kesebandingan dari besarnya permeabilitas
dengan porositas efektif pada satu lapisan yang ada pada sumur HSF 03
pada marker TAF 6
Gambar 4.28 Kurva hubungan porositas dan permeabilitas pada HSF-03 TAF 6.
Dapat dilihat antara permeabilitas dengan porositas efektif pada
marker TAF 6 di sumur HSF-03 berbanding lurus , hal ini membuktikan
bahwa batuan yang berporositas baik memiliki kemampuan untuk
mengalirkan fluida yang baik juga, pada daerah tersebut jika terdapat fluida
87
PE
RM
EA
BIL
ITA
S
POROSITAS
4.11
maka fluida tersebut dapat mengalir dengan baik, karena hubungan antara
porositas dan permeabilitas tersebut.
4.2.6 Penentuan Nilai Penggalan (Cut Off)
Setelah mendapatkan nilai parameter petrofisika di setiap kedalaman
maka akan dilakukan pemotongan terhadap nilai parameter petrofisika yang
melebihi nilai cut-off. Nilai cut-off digunakan untuk menentukan nilai net-
to-gross ratio yang digunakan untuk mengetahui kontinuitas dari sebuah
reservoir. Sehingga dibutuhkan nilai net thickness sebagai input dari net-to-
gross ratio. Jika cut-off Vsh dan porositas dikorelasikan dengan dengan nilai
permeabilitas, maka hal ini akan menjamin aliran fluida dari reservoir dapat
mengalir. Nilai cut-off akan mengeliminasi batuan maupun fluida dalam
batuan yang tidak prospek hidrokarbon. Hal ini akan mempengaruhi
penentuan dari nilai hydrocarbon-in-place (IOIP)
Pada penelitian ini digunakan nilai cut-off yang berbeda untuk setiap
marker yang ada, pada marker TAF 6 yaitu Vsh (0.2), ɸ (0,09) dan Sw
(0.73), pada marker TAF 8 yaitu Vsh (0.28), ɸ (0,105) dan Sw (0.69), pada
marker yang berada diatas marker TAF 6 nilai yang digunakan yaitu Vsh
(0.28), ɸ (0,08) dan Sw (0.8). Nilai cut-off didapatkan dari data perusahaan.
Parameter petrofisika yang telah dihitung akan dilakukan penggalan untuk
menentukan beberapa zona yang dianggap prospek, dari hasil tiap
penggalan akan didapat nilai yang berbeda, jika nilai penggalan Vsh dan
porositas yang digunakan maka akan memperoleh hasil berupa nilai net
reservoir, yaitu merupakan nilai yang dianggap sebagai zona yang
dimungkinkan prospek atau dianggap sebagai zona pasir yang bersih tanpa
terpengaruh oleh keberadaan shale, tetapi untuk mendapatkan zona yang
dimungkinkan minyak, penggalan Sw dibutuhkan untuk mengetahui besaran
dari saturasi air yang ada pada daerah tersebut, jika diasumsikan air total
adalah 100%, dan jika pada daerah tersebut ternyata air hanya 65% maka
dimungkinkan sisanya adalah hidrokarbon.
88
Gambar 4.29 Cut-off nilai Φe & Vsh pada sumur HSF-01, HSF-02, HSF-03, HSF-04 lapisan batupasir TAF 6
Gambar 4.30 Cut-off saturasi air pada sumur HSF-01, HSF-02, HSF-03, HSF-04 lapisan batupasir TAF 6
89
Tabel 4.2.1 Nilai Cut Off Net Reservoir
Min Max Avg Min Max Avg Min Max Avg1 HSF 01 TAF 6 SS 2840,051 2857,272 17,44205 11,4750342 0,657895 9% 18% 13% 58% 88% 74% 2,476 39,801 11,559027032 HSF 01 TAF 8 SS 3035,733 3043,048 7,447886 3,951939264 0,530612 11% 15% 13% 25% 82% 46% 5,991 26,284 16,947615383 HSF 02 TAF 6 SS 2881,021 2898,090 17,28871 10,25082634 0,59292 10% 20% 17% 53% 88% 68% 2,3617 59,8625 28,618392544 HSF 02 TAF 8 SS 3082,342 3092,857 10,64005 9,12004272 0,857143 13% 20% 17% 24% 49% 28% 12,9436 80,2649 47,152051675 HSF 02 TAF5 SS 2804,364 2808,174 3,952019 1,976009256 0,5 8% 15% 13% 56% 87% 64% 7,6947 91,4875 55,477815386 HSF 03TAF3.1 SS 2747,162 2752,344 5,334 1,9812 0,371429 9% 22% 17% 54% 54% 54% 0,18401 7,95489 3,4323015387 HSF 03 TS SS 2853,690 2863,291 9,7536 2,8956 0,296875 12% 18% 15% 66% 84% 77% 8,49396 35,53069 21,107533689 HSF 03 TAF 6 SS 2863,444 2886,608 23,3172 16,3068 0,699346 13% 19% 17% 43% 82% 67% 11,1287 48,62526 29,4551849510 HSF 03 TAF 8 SS 3056,687 3067,964 11,43 8,6868 0,76 11% 19% 14% 24% 76% 44% 7,00928 60,71281 23,3932696511 HSF 04 TAF 6 SS 2852,375 2857,272 17,7477 15,14674339 0,853448 12% 20% 16% 39% 79% 59% 7,35386 60,87056 23,927539612 HSF 04 TAF 8 SS 3041,808 3047,295 5,661017 4,59001368 0,810811 11% 21% 15% 27% 41% 31% 5,14045 66,37914 22,95683
Cut-off Por dan Vsh (NET RESERVOIR ZONE)
NO WELL LITOLOGITOP
(Meter)BOTTOM (Meter)
GROSS NET (Meter)Φ (V/V)
N/GSW (V/V) PERM (mD)
90
Tabel 4.2.1 Nilai Cut Off Net Pay
Min Max Avg Min Max Avg Min Max Avg1 HSF 01 TAF 6 SS 2840,051 2857,272 17,44205 11,32203374 0,649123 9% 18% 13% 58% 73% 67% 2,695 34,962 10,599352942 HSF 01 TAF 8 SS 3035,733 3043,048 7,447886 3,03995328 0,408163 11% 15% 14% 25% 69% 37% 7,712 26,284 17,42373 HSF 02 TAF 6 SS 2881,021 2898,090 17,28871 8,567854848 0,495575 10% 20% 17% 53% 73% 65% 2,3617 59,8625 29,639378574 HSF 02 TAF 8 SS 3082,342 3092,857 10,64005 9,12004272 0,857143 13% 20% 17% 24% 49% 28% 12,9436 80,2649 47,152051675 HSF 02 TAF5 SS 2804,364 2808,174 3,952019 1,824008544 0,461538 8% 15% 13% 56% 76% 62% 7,6947 91,4875 57,663241676 HSF 03TAF3.1 SS 2747,162 2752,344 5,334 1,9812 0,371429 9% 22% 17% 54% 54% 54% 0,18401 7,95489 3,4323015387 HSF 03 TS SS 2853,690 2863,291 9,7536 2,4384 0,25 12% 18% 15% 66% 80% 76% 8,49396 35,53069 21,422969389 HSF 03 TAF 6 SS 2863,444 2886,608 23,3172 12,8016 0,54902 13% 19% 17% 43% 73% 64% 11,1287 47,76248 28,694020610 HSF 03 TAF 8 SS 3056,687 3067,964 11,43 8,0772 0,706667 11% 19% 14% 24% 69% 42% 7,00928 60,71281 24,2616090611 HSF 04 TAF 6 SS 2852,375 2857,272 17,7477 14,38175635 0,810345 12% 20% 16% 39% 71% 58% 7,35386 60,87056 24,0852188312 HSF 04 TAF 8 SS 3041,808 3047,295 5,661017 4,59001368 0,810811 11% 21% 15% 27% 41% 31% 5,14045 66,37914 22,95683
GROSSNO WELL LITOLOGITOP
(Meter)BOTTOM (Meter)
Cut-off SW (NET PAY ZONE)
NET (Meter) N/GΦ (V/V) SW (V/V) PERM (mD)
91
4.3 Penentuan Cadangan Hidrokarbon
Dalam penentuan cadangan hidrokarbon yang dilakukan adalah
perhitungan cadangan sumuran, sehingga yang digunakan dalam penelitian
ini adalah berupa radius dari lubang sumur yaitu 250 meter dari titik bor
yang diteliti, perhitungan cadangan kali ini menggunakan perhitungan
cadangan volumetrik pada setiap sumur, untuk cadangan di setiap sumur
akan berbeda, hal ini dikarenakan karakteristik yang berbda dari setiap
reservoir yang sama walaupun dalam tahap korelasi berada pada marker
yang sama.
Dalam penentuan cadangan hidrokarbon ini digunakan rumusan Initial
Oil In Place (IOIP). IOIP ini merupakan besarnya volume minyak yang
terdapat dalam reservoir pada saat awal sebelum diproduksi, besarnya IOIP
ini dapat diketahui dengan menggunakan persamaan sebagai berikut:
IOIP =
IOIP = 295728,204 STB pada sumur HSF 03 marker TAF 6
IOIP = Initial Oil in Place (STB,Stock Tank Barrels)7758 = Faktor konversi dari acre.ft ke barrelsVb = Volume Bulk dari reservoir (acre.ft) diasumsikan volume
bulk berupa bentuk tabung pada sumur.1223,48 = merupakan nilai dari meter ke acre
= Rata-rata porositas efektif pada kedalaman yang diteliti
Sw = Saturasi AirBoi = Oil formation volume factor (STB/bbls)
92
...4.13
Nilai Boi sudah ditetapkan, pada marker TAF 6 dan TAF 8 nilainya
3,23 bbls, sedangkan pada marker yang lainnya nilainya adalah 0,63 bbls.
4.4 Diskusi
Dalam perhitungan cadangan hidrokarbon terdapat cadangan pasti,
cadangan mungkin dan cadangan harapan, penelitian yang dilakukan ini
adalah melakukan perhitungan cadangan pasti, dalam cadangan pasti
memiliki kepastian sekitar 90%, untuk memperoleh cadangan pasti ini
maka diambil radius sebesar 250 meter dari titik lubang bor sumur yang
produksi.
Pada setiap sumur terdapat masing-masing lapisan yang dapat
diproduksi, dan juga ada lapisan yang sama dengan sumur yang lainnya,
hal ini dapat dilihat dari korelasi litologi. Perhitungan cadangan
hidrokarbon yang dilakukan ini adalah perhitungan cadangan sumuran,
sehingga volumebulk yang digunakan mengacu pada bentuk dari lubang
sumur itu sendiri, dimana lubang bor tersebut berbentuk tabung maka
volume yang digunakan adalah volume tabung. Dari hasil perhitungan
tersebut pada setiap sumur yang ada maka didapat lah nilai IOIP dari
setiap kedalaman yang prospek pada setiap sumur, sehingga nilai yang ada
pada setiap sumur adalah jumlah yang dimungkin kan dapat diproduksi,
dan berikut ini adalah tabel dari nilai IOIP yang ada pada setiap sumur:
93
Tabel 4.3 Initial Oil In Place daerah yang diteliti
NO WELLGROSS SAND
(m)
NET SAND
(m)
NET PAY (m)
PAY ZONEIOIP (STB)
WELLIOIP
TOTAL (STB)
JENIS HIDROKARBON
AVG POROSITY
(%)
AVG SWE (%)
1 HSF 01 TAF 6 17,442 11,47503 11,32203 13% 67% 180595,194HSF 01 280.258,2737
MINYAK
2 HSF 01 TAF 8 7,448 3,951939 3,039953 14% 37% 99663,07943 HSF 02 TAF 6 17,28871 10,25083 8,567855 17% 65% 190634,129
HSF 02 801.975,54234 HSF 02 TAF 8 10,640 9,120043 9,120043 17% 28% 433394,4815 HSF 02 TAF5 3,952019 1,976009 1,824009 13% 62% 177946,9336 HSF 03TAF3.1 5,334 1,9812 1,9812 17% 54% 301098,539
HSF 03 1.036.363,1997 HSF 03 TS 9,754 2,8956 2,4384 15% 76% 179852,2599 HSF 03 TAF 6 23,3172 16,3068 12,8016 17% 64% 295728,20410 HSF 03 TAF 8 11,43 8,6868 8,0772 14% 42% 259684,19711 HSF 04 TAF 6 17,7477 15,14674 14,38176 16% 58% 373320,833
HSF 04 560.232,222312 HSF 04 TAF 8 5,661017 4,590014 4,590014 15% 31% 186911,389
94
BAB V
KESIMPULAN DAN SARAN
5.1 Kesimpulan
1. Berdasarkan analisis data log, diketahui litologi yang menyusun pada
Lapangan Karangbaru Formasi Talang Akar adalah batupasir, shalysand,
batugamping, serpih, sisipan batubara, dan organicshale.
2. Batuan yang prospek sebagai reservoir dan tempat terakumulasinya
hidrokarbon adalah batupasir, dengan adanya cross antara kurva log
densitas (RHOB) dengan kurva log neutron (NPHI) dan nilai resistivitas
(Rt) berada pada 4 ohmm – 44 ohmm, dengan kisaran nilai resistivitas
tersebut hidrokarbon yang terdapat pada Formasi Talang Akar
merupakan tipe minyak, hasil analisis dari keempat sumur yang diteliti
memiliki kisaran nilai rata-rata porositas (Φ) sebesar 13% - 17 %,
sedangkan nilai rata- rata saturasi air (Sw) 28% - 76%, nilai rata – rata
permeabilitas (K) 3 mD – 57 mD,
3. Nilai prospeksi cadangan hidrokarbon sumuran / cadangan pasti (P1)
pada setiap sumur adalah sebagai berikut: HSF 01 sebesar 280.258,2737
STB, sumur HSF 02 sebesar 801.975,5423 STB, pada sumur HSF 03
sebesar 1.036.363,199, pada sumur HSF 04 sebesar 560.232,2223 STB.
5.2 Saran
1. Perhitungan cadangan yang dilakukan adalah perhitungan cadangan
sumuran dengan radius 250 m dari titik sumur yang merupakan cadangan
pasti (P1), untuk mendapatkan hasil yang lebih maksimal cadangan
hidrokarbon yang dihitung lebih baik per area, sehingga besaran zona
lebih luas dan dimungkinkan nilai cadangan hidrokarbon akan lebih
besar, dengan dukungan data seismik sehingga mendapatkan cadangan
harapan (P3).
95