KARAKTERISASI RESERVOAR MENGGUNAKAN ANALISA PETROFISIKA

DAN HASIL PENGOLAHAN DATA SEISMIK UNTUK PERHITUNGAN ORIGINAL

OIL IN PLACE (OOIP) PADA LAPANGAN A CEKUNGAN BARITO KALIMANTAN

SELATAN

A.Armansyah1, Sabrianto Aswad2, Makhrani3 1Mahasiswa Program Studi Geofisika, Universitas hasanuddin

Email: andiarmansyah130@yahoo.co.id 2Staf Pengajar Program Studi Geofisika, Universitas Hasanuddin

Email: sabri@science.unhas.ac.id 3Staf Pengajar Program Studi Geofisika, Universitas Hasanuddin

Email: makhranigeofisika@gmail.com

ABSTRAK

Lapangan A terletak di cekungan Barito Kalimantan Selatan yang dikenal sebagai cekungan

terbesar di selatan Kalimantan Timur. Wilayah cekungan ini memiliki luas 40.660 km2 yang

penyebarannya memanjang dari Kalimantan Timur hingga ke Kalimantan Selatan di sekitar

wilayah Sungai Barito. Berdasarkan kerangka lithostratigrafi Cekungan Barito, formasi

Tanjung yang menjadi reservoar utama lapangan ini memiliki lithology berupa lapisan

batupasir dengan kandungan lempung sebagai pengotor. Selain itu, hasil test produksi yang

telah dilakukan juga menunjukkan bahwa formasi ini telah terbukti memiliki kandungan

hidrokarbon berupa minyak. Untuk mengetahui kualitas reservoar serta jumlah kandungan

minyak pada zona reservoar tersebut, dapat dilakukan berbagai analisa, diantaranya adalah

analisa petrofisika dan hasil pengolahan data seismik. Analisa petrofisika dilakukan pada 2

zona reservoar (X dan Y) di 10 sumur. Hasil analisa ini selanjutnya diikat dengan hasil

pengolahan data seismik untuk melihat penyebarannya secara lateral. Berdasarkan hasil kedua

analisa tersebut, dapat dilihat bahwa lithology pada zona reservoar lapangan A merupakan pasir

lempungan yang menghampar di setiap sumur. Sementara itu, diantara 10 sumur yang

dianalisa, terdapat 2 sumur yang memiliki cadangan hidrokarbon pada zona X, yaitu sebanyak

3597126.85 STB. Daerah tersebut memiliki porositas serta permeabilitas yang baik,

kandungan lempung 40 % serta tingkat saturasi air 53 %. Sedangkan pada zona Y terdapat 1

sumur yang memiliki cadangan hidrokarbon, yaitu sebanyak 4461795.67 STB. Daerah

tersebut memiliki porositas serta permeabilitas yang baik, kandungan lempung 20 % serta

tingkat saturasi air 55 %. Hasil ini menunjukkan bahwa Lapangan A memiliki potensi sebagai

lapangan minyak, terlebih lagi jika didukung dengan pengembangan teknologi untuk

mendapatkan gambaran yang lebih baik terkait kualitas reservoar di bawah permukaan.

Kata Kunci: Lapangan A, PetrofIsika, Seismik, Cadangan Hidrokarbon.

ABSTRACT

Field A is located in Barito basin, South Kalimantan that known as the largest basin in the south

of East Kalimantan. This basin has an area is about 40,660 km2 which spread extends from

East Kalimantan to South Kalimantan around the Barito River region. Based on the Barito

Basin lithostratigraphy framework, the Tanjung formation that known as the main reservoir of

this field has sandstone as the lithology with shale as the impurity content. In addition, the

results of the production tests that have been conducted also show that this formation has been

proven to have hydrocarbon content in the form of oil. To find out the reservoir quality and the

amount of oil content in the reservoir zone, various analyzes can be carried out, including

petrophysical analysis and the results of seismic data interpetation. Petrophysical analysis was

carried out in 2 reservoir zones (X and Y) in 10 wells. The results of this analysis are then tied

to the results of interpretation seismic data to see the spread laterally. Based on the results of

those analysis, it can be seen that lithology in the A zone of the reservoir zone is shalysand that

extends across each well. Meanwhile, among 10 wells analyzed, there are 2 wells that have

hydrocarbon reserves in zone X, that is 3597126.85 STB. The area has good porosity and

permeability, 40% clay content and 53% water saturation level. Whereas in the Y zone there is

1 well that has hydrocarbon reserves, that is 4461795.67 STB. The area has good porosity and

permeability, 20% clay content and 55% water saturation. These results indicate that Field A

has the potential as an oil field, especially if it is supported by technology development to get

a better study of subsurface reservoir quality.

Keywords: Field A, Petrophysical Analysist, Seismic, Hydrocarbon Reserves.

PENDAHULUAN

Penelitian geologi dan geofisika

untuk mengetahui struktur suatu lapangan

saat ini terus mengalami pengembangan.

Melalui penelitian yang baik, akan

didapatkan gambaran potensi hidrokarbon

yang jelas. Di Indonesia, penelitian terus

dikembangkan untuk mencapai

keseimbangan antara komsumsi dan

produksi hidrokarbon dalam negeri.

Berbagai metode dapat dilakukan untuk

melakukan pemetaan potensi hidrokarbon,

salah satu diantaranya adalah metode

seismik. Melalui analisa seismik, diperoleh

gambaran struktur serta geometri bawah

permukaan yang merupakan data

pendukung untuk melakukan suatu

eksplorasi. Selain seismik, juga dilakukan

metode logging untuk mengetahui

gambaran bawah permukaan secara lebih

jelas.

Metode logging memegang peranan

penting dalam suatu eksplorasi

hidrokarbon. Hasil metode logging adalah

berupa kurva – kurva nilai parameter fisika

yang dapat mendeskripsikan kondisi bawah

permukaan. Kurva – kurva ini terekam

secara kontinyu sesuai dengan kedalaman

lapisan. Hasil perekaman berupa kurva-

kurva parameter fisika tersebut kemudian

dianalisa menggunakan analisa petrofisika.

Berbagai parameter hasil analisa

petrofisika serta ketebalan reservoar yang

berpotensi mengandung hidrokarbon

selanjutnya digunakan untuk menentukan

jumlah kandungan hidrokarbon mula-mula

yang terdapat pada reservoar tersebut.

GEOLOGI REGIONAL

Lapangan A terletak di cekungan

Barito Kalimantan Selatan (Gambar 1)

yang dikenal sebagai cekungan terbesar di

selatan Kalimantan Timur. Wilayah

cekungan ini memiliki luas 40.660 km2.

Penyebarannya memanjang dari

Kalimantan Timur hingga ke Kalimantan

Selatan di sekitar wilayah Sungai Barito.

Cekungan Barito merupakan cekungan

berumur Tersier. Cekungan ini dibatasi

Pegunungan Meratus pada bagian timur,

Cekungan Kutai pada bagian utara, Laut

Jawa pada bagian selatan, dan Paparan

Sunda pada bagian barat (Kusuma dan Nafi,

1986).

Gambar 1. Geologi Regional Pulau

Kalimantan (Kusuma dan Darin, 1989)

Secara umum sedimentasi di

Cekungan Barito merupakan suatu daur

lengkap sedimentasi yang terdiri dari seri

transgresi dan regresi seperti yang

ditunjukkan pada Gambar 2.

Gambar 2. Tektonostratigrafi regional

cekungan Barito (Sikumbang dan

Heryanto, 1994)

Fase transgresi terjadi pada kala

Eosen – Miosen Awal dan disertai dengan

pengendapan Formasi Tanjung dan Berai,

sedangkan fase regresi berlangsung pada

kala Miosen Tengah hingga Pliosen

bersamaan dengan diendapkannya Formasi

Warukin dan Dahor (Kusuma dan Nafi,

1986).

TINJAUAN PUSTAKA

I. Jenis – jenis Log

Well Logging merupakan suatu

metode untuk memperoleh gambaran sifat,

ciri, dan berbagai keterangan lain pada

batuan dibawah permukaan. Sifat, ciri, dan

berbagai keterangan lain tersebut diperoleh

melalui pengukuran besaran-besaran fisik

batuan dibawah permukaan. Sehingga

diagram yang dihasilkan merupakan

gambaran hubungan antara kedalaman

(depth) dengan karakter atau sifat batuan

yang ada pada formasi (Harsono, 1997).

Terkait fungsi utamanya, jenis-jenis log

dapat dikelompokkan menjadi 3 yaitu, log

litologi yang terdiri dari gamma ray log

dan spontaneous potential log, log

resistivitas yang terdiri dari lateral log dan

induction log, dan log porositas yang

terdiri dari density log, neutron log, dan

sonic log.

I.1. Log Litologi

Log litologi merupakan jenis-jenis log yang

memiliki fungsi utama membedakan

litologi dari setiap lapisan dibawah

permukaan. Dalam Analisa data log,

litologi merupakan sesuatu yang harus

diketahui terlebih dahulu (Nuryanto dan

Santosa, 2014). Oleh karena itu, diperlukan

beberapa jenis log yang dapat membedakan

litologi berdasarkan masing-masing

parameter yang diukurnya. Salah satu log

litologi yang sering digunakan adalah log

Gamma Ray. Log gamma ray merupakan

log yang mengukur radioaktivitas alami

yang terdapat pada suatu lapisan. Unsur-

unsur radioaktif alami banyak terdapat pada

serpih dan lempung sehingga semakin besar

pembacaan log gamma ray pada suatu

formasi maka akan semakin besar pula

kandungan lempung dan serpih pada

formasi tersebut. Pada kondisi linear,

indeks gamma ray yang terekam pada suatu

lapisan akan sama dengan tingkat

kandungan lempung pada lapisan tersebut.

𝐼𝐺𝑅 = 𝑉𝑐𝑙

Dimana:

𝐼𝐺𝑅 = Indeks gamma ray

𝑉𝑐𝑙 = Kandungan Lempung

Indeks gamma ray dapat dihitung

menggunakan rumus berikut (Asquith &

Krygowski, 2004):

𝐼𝐺𝑅 =𝐺𝑅𝑙𝑜𝑔−𝐺𝑅𝑚𝑖𝑛

𝐺𝑅𝑚𝑎𝑥−𝐺𝑅𝑚𝑖𝑛 (1)

Dimana:

𝐺𝑅𝑙𝑜𝑔 = Nilai gamma ray yang terbaca

dari suatu formasi (API)

𝐺𝑅𝑚𝑖𝑛 = Nilai gamma ray terkecil (API)

𝐺𝑅𝑚𝑎𝑥 = Nilai gamma ray terbesar (API)

I.2. Log Resistivitas

Log resistivitas adalah log yang

mengukur resistivitas suatu formasi.

Resistivitas formasi dapat diukur

menggunakan induction log maupun lateral

log. Kegunaan log resistivitas secara umum

adalah untuk membedakan zona

hidrokarbon dan air (hydrocarbon-water

bearing) seperti yang dapat dilihat pada

gambar 3.

(a) (b)

Gambar 3. (a) respon log resistivitas pada

water-bearing zone. (b) respon log

resistivitas pasa hydrocarbon-bearing zone

(Asquith dan Krygowski, 2004).

Penentuan nilai Resisitivitas Air (Rw)

penting sebagai salah satu parameter dalam

penentuan tingkat saturasi air suatu

formasi. Rw dapat ditentukan dengan 3

metode yaitu, crossplot resistivitas –

porositas, rumus Archie, serta dari

pengukuran di laboratorium. Rumus Archie

dituliskan dalam persamaan berikut

(Harsono, 1997):

𝑅𝑤 =𝑅𝑡

𝐹 (2)

𝐹 =𝑎

∅𝑚 (3)

Dimana:

𝑅𝑤 = Resistivitas air formasi (ohm.m)

𝑅𝑡 = Resistivitas Formasi (ohm.m)

𝐹 = Faktor formasi

∅ = Porositas

𝑚 = Faktor sementasi (gamping = 2;

batupasir = 2.15)

𝑎 = Faktor turtuositas (gamping = 1;

batupasir = 0.62)

Pada daerah terinvasi, Rw digantikan

oleh Resistivitas mud filtrate (Rmf) karena

air didesak keluar oleh fluida yang tersaring

dari lumpur pada saat pembotan, yang

disebut mud filtrate. Penentuan nilai Rmf

pada formasi di kedalaman tertentu

membutuhkan nilai temperature formasi.

Temperature formasi dapat diketahui

dengan persamaan (Harsono, 1997):

𝑇𝑓 =𝐷𝐹 (𝐵𝐻𝑇−𝑆𝑇)

𝑇𝐷+ 𝑆𝑇 (4)

Dimana:

𝑇𝑓 = Temperature formasi (0C)

𝐷𝐹 = Kedalaman formasi (m)

𝑆𝑇 = Temperature permukaan (0C)

𝐵𝐻𝑇 = Temperature pada dasar sumur (0C)

𝑇𝐷 = Total kedalaman (m)

Penentuan nilai Rmf pada kedalaman

dengan temperature formasi tertentu dapat

menggunakan persamaan:

𝑅𝑚@𝑇𝑓 =𝑅𝑚𝑓 (𝑆𝑇+6.77)

𝑇𝑓+6.77 (5)

Selanjutnya, nilai Rw pada zona terinvasi

dapat ditentukan berdasarkan persamaan:

𝑅𝑚𝑓 = 𝑅𝑚@𝑇𝑓𝑅𝑡

𝑅𝑥𝑜 (6)

𝑅𝑥𝑜 = 𝐹 𝑥 𝑅𝑚𝑓 (7)

Sementara, pada zona bersih dapat

ditentukan berdasarkan persamaan:

𝑅𝑤 = 𝑅𝑚@𝑇𝑓𝑅𝑡

𝑅𝑜 (8)

𝑅𝑜 = 𝐹 𝑥 𝑅𝑤 (9)

Dimana:

𝑅𝑤 = Resistivitas air (ohm.m)

𝑅𝑥𝑜 = Resistivitas formasi zona

terinvasi (ohm.m)

𝑅𝑜 = Resistivitas formasi pada zona

jenuh 100% air (ohm.m)

𝑅𝑡 = Resistivitas Formasi (ohm.m)

𝑅𝑚𝑓 = Resistivitas mud filtrate

(ohm.m)

𝑅𝑚@𝑇𝑓= Resistivitas mud pada

temperature formasi (ohm.m)

I.3. Log Porositas

Log porositas merupakan kumpulan

log yang dapat digunakan untuk mengukur

porositas batuan dalam setiap formasi.

Penentuan porositas berdasarkan data log

dapat dilakukan menggunakan persamaan-

persamaan berikut:

∅𝐷 =𝜌𝑚𝑎−𝜌𝑏

𝜌𝑚𝑎−𝜌𝑓𝑙 (10)

∅𝑠 =∆𝑡𝑙𝑜𝑔−∆𝑡𝑚𝑎

∆𝑡𝑓𝑙−∆𝑡𝑚𝑎 (11)

Dimana:

∅𝐷 = Porositas berdasarkan log densitas

𝜌𝑚𝑎 = Densitas matriks (𝑔𝑐𝑚3⁄ )

𝜌𝑏 = Densitas Bulk (𝑔𝑐𝑚3⁄ )

𝜌𝑓𝑙 = Densitas fluida (𝑔𝑐𝑚3⁄ ) (1.1 untuk

salt mud, 1.0 untuk fresh mud, 0.7

untuk gas)

∅𝑠 = Porositas berdasarkan log sonik

∆𝑡𝑚𝑎= interval transit time matriks

(𝜇𝑠𝑒𝑐/𝑓𝑡)

∆𝑡𝑙𝑜𝑔= interval transit time formasi yang

terbaca pada log (𝜇𝑠𝑒𝑐/𝑓𝑡)

∆𝑡𝑓𝑙= interval transit time fluida (𝜇𝑠𝑒𝑐/

𝑓𝑡)

Pada formasi dengan kandungan

lempung yang besar (shaly), perhitungan

porositas perlu dikoreksi terhadap lempung

untuk mendapatkan porositas efektif dari

formasi tersebut. Koreksi tersebut dapat

dilakukan menggunakan persamaan:

∅𝐷𝑐𝑜𝑟𝑟 = ∅𝐷 − (∅𝐷𝑐𝑙𝑎𝑦𝑥𝑉𝑐𝑙) (12)

∅𝑁𝑐𝑜𝑟𝑟 = ∅𝑁 − (∅𝑁𝑐𝑙𝑎𝑦𝑥𝑉𝑐𝑙) (13)

∅𝑆𝑐𝑜𝑟𝑟 = ∅𝑆 − (∅𝑆𝑐𝑙𝑎𝑦𝑥𝑉𝑐𝑙) (14)

Dimana:

∅𝑁 = Porositas berdasarkan log

neutron

∅𝑁𝑐𝑜𝑟𝑟 = Porositas (neutron) setelah

dikoreksi terhadap lempung

∅𝑁𝑐𝑙𝑎𝑦 = Porositas lempung

berdasarkan log neutron

∅𝐷𝑐𝑜𝑟𝑟 = Porositas (densitas) setelah

dikoreksi terhadap lempung

∅𝐷𝑐𝑙𝑎𝑦 = Porositas lempung

berdasarkan log densitas

∅𝑆𝑐𝑜𝑟𝑟 = Porositas (sonik) setelah

dikoreksi terhadap lempung

∅𝑆𝑐𝑙𝑎𝑦 = Porositas lempung berdasarkan

log sonik

II. Penentuan Tingkat Saturasi Air

Saturasi air (Sw) adalah besarnya

volume pori batuan yang terisi oleh air

formasi yang dinyatakan dalam fraksi.

Terdapat beberapa metode yang dapat

digunakan dalam perhitungan tingkat

saturasi air. Pada zona reservoar bersih atau

yang tidak memiliki kandungan lempung,

perhitungan yang umum digunakan adalah

persamaan Archie. Perhitungan ini

menghubungkan nilai resistivitas dan faktor

formasi.

𝑆𝑤𝑛 =

𝑎 . 𝑅𝑤

∅𝑒𝑚 . 𝑅𝑡

(15)

Keterangan,

𝑆𝑤 = Saturasi air

m = faktor sementasi (gamping = 2;

batupasir = 2.15)

a = faktor turtuositas (gamping = 1;

batupasir = 0.62)

n = eksponen saturasi (1.8 – 2.5 dengan

nilai umum 2.0)

∅𝑒 = porositas efektif

𝑅𝑤 = Resistivitas air (ohm.m)

𝑅𝑡 = Resistivitas sebenarnya dari

pembacaan log (ohm.m)

Sementara itu, pada zona reservoar

yang memiliki kandungan lempung sebagai

pengotor, nilai saturasi air dapat dihitung

menggunakan persamaan Simandoux.

Perhitungan saturasi air menggunakan

persamaan Simandoux adalah sebagai

berikut:

𝑆𝑤 =0.4 . 𝑅𝑤

∅𝑒2 [√

5 . ∅𝑒2

𝑅𝑤 . 𝑅𝑤+ (

𝑉𝑐𝑙

𝑅𝑐𝑙) −

𝑉𝑐𝑙

𝑅𝑐𝑙] (16)

Keterangan,

𝑉𝑐𝑙 = kandungan lempung

𝑅𝑐𝑙 = Resistivitas lempung (ohm.m)

III. Perhitungan Cadangan

Cadangan adalah kuantitas (jumlah

volume) minyak dan gas yang terdapat

dalam suatu reservoar (PK. Teknik

Produksi Migas, 2013). Cadangan terbukti

(proved reserves) dapat dihitung jika

didiukung dengan adanya data well log,

geologi, keteknikan, dan produksi aktual

atau uji alir produksi. Selain itu, juga harus

memenuhi ketentuan vertikal Berikut

(Masbukin dan Praditia, 2016):

1. HKW (Highest Known Water).

2. LKH (Lowest Known

Hydrocarbon)

3. HWC (Hydrocarbon Water

Contact)

Pada batuan reservoir yang

mengandung satu acre-feet pada kondisi

awal, maka volume minyak dapat dihitung

dengan persamaan berikut (PK. Teknik

Produksi Migas, 2013):

(17)

Keterangan:

Ni = initial oil in place, (STB)

Vb = bulk volume batuan reservoir,

(acre-ft)

∅ = porositas

Swi = saturasi air mula-mula

Boi = faktor volume formasi minyak

mula-mula.

7758= faktor konversi, (STB/acre-feet)

METODOLOGI PENELITIAN

I. Lokasi Penelitian

Penelitian ini dilakukan di bagian G

& G Exploitation PT. Pertamina EP Asset 5

Balikpapan dengan target daerah penelitian

yaitu “Lapangan A”, yang berada di

cekungan Barito, Provinsi Kalimantan

Selatan.

Gambar 4. Lokasi Penelitian Lapangan A

𝑁𝑖 = 7758 𝑥 𝑉𝑏 𝑥 ∅ 1−𝑆𝑤𝑖

𝐵𝑜𝑖

II. Perangkat dan Data penelitian

Perangkat yang digunakan pada

penelitian ini adalah Software Interactive

Petrophysics Version 3.6, Micrososoft

Excel 2016 dan Petrel 2015. Data yang

digunakan pada penelitian ini merupakan

data Lapangan yang dikelola oleh PT.

Pertamina EP Asset 5. Data tersebut adalah

sebagai berikut:

1. Data Log Sumur

Data ini terdiri dari kumpulan log-log

pada 10 sumur yang berbeda.

2. Data Salinitas

Data salinitas pemboran merupakan

data pengukuran laboratorium

terhadap salinitas fluida yang diambil

ketika pemboran dilakukan.

3. Data Analisa Batuan Inti

Data analisa batuan inti adalah data

sampel batuan yang diambil dari

bawah permukaan dengan suatu

metode tertentu.

4. Peta Struktur Kedalaman

Peta ini terdiri dari peta top dan

bottom pada zona yang diidentifikasi

sebagai zona reservoir.

III. Bagan Alir Penelitian

HASIL DAN PEMBAHASAN

I. Penentuan Zona Reservoar

Gambar 5. Zonasi Reservoar sumur A-10

Pada penelitian ini, zonasi dilakukan

pada 10 sumur yang diberikan. Penentuan

zona reservoar dilakukan berdasarkan hasil

perekaman log gamma ray yang terdapat

pada setiap sumur.

Berdasarkan hasil interpretasi, dapat

dilihat bahwa zona reservoar pada sumur

A10 berada pada zona X dan Y. Zona X

memiliki nilai gamma ray ±76 API, dan

terletak pada kedalaman 921 – 933 m.

Sementara zona Y, memiliki nilai gamma

ray ±56 API, dan terletak pada kedalaman

1107 – 1126 m.

Berdasarkan pembacaan pada track

resistivitas, dapat dilihat bahwa pembacaan

resistivitas pada flushed zone dan uninvided

zone sama-sama rendah sehingga dapat

diidentifikasi bahwa fluida yang mengisi

reservoar merupakan air. Sebagaimana

telah umum diketahui, air memiliki

resistivitas yang lebih rendah dibanding

minyak maupun gas.

Sementara pada track porositas,

separasi antara log densitas dan log neutron

berkisar 0 – 0.4 porosity unit, jika

menggunakan skala batupasir. Sehingga

reservoir tersebut secara kualitatif dapat

diinterpretasi sebagai batupasir. Batupasir

merupakan jenis batuan sedimen klastik

yang umumnya memiliki porositas serta

permeabilitas yang baik, sehingga dapat

bertindak sebagai reservoir

II. Perhitungan Tingkat Kandungan

Lempung

Tahap ini terlebih dahulu diawali

dengan penentuan letak garis dasar

batupasir (sand base line) dan garis dasar

lempung (shale base line). Sand base line,

ditempatkan pada titik yang diperkirakan

merupakan titik 100 % sand, yang ditandai

dengan nilai gamma ray yang rendah.

Sedangkan shale base line, ditempatkan

pada titik 100 % shale yang ditandai dengan

nilai gamma ray yang tinggi. Berdasarkan

perhitungan menggunakan persamaan

Linear pada 2 zona yang diidentifikasi

sebagai reservoar di sumur A-10,

didapatkan kandungan lempung rata-rata

yaitu pada zona X (kedalaman 923 – 930 m)

sebesar 47% dengan litologi pasir

lempungan dan pada zona Y (kedalaman

1107 – 1137 m) sebesar 37% dengan

litologi pasir lempungan.

Gambar 6. Perhitungan tingkat kandungan

Lempung

III. Porositas

Perhitungan porositas pada penelitian

ini menggunakan log neutron, log densitas,

serta tingkat kandungan lempung hasil

perhitungan untuk mendapatkan nilai

porositas total dan porositas efektif.

Gambar 7. Perbandingan data core dan

hasil perhitungan porositas

Gambar 8. Crossplot NPHI / RHOB untuk

menentukan densitas dan neutron

Lempung

Berdasarkan hasil yang pengolahan

data yang telah dilakukan dapat diketahui

bahwa terdapat perbedaan antara nilai

porositas total (PHIT) dan porositas efektif

(PHIE) pada setiap zona reservoar, yaitu

nilai PHIT lebih besar dibanding PHIE. Hal

tersebut mengindikasikan bahwa tidak

semua porositas yang ada pada reservoar

terkoneksi atau terhubung membentuk

porositas efektif. Hal ini berhubungan

dengan volume lempung yang terdapat

pada reservoar. Semakin tinggi kandungan

lempung, maka semakin rendah porositas

efektif pada reservoar tersebut, sehingga

dapat dikatakan bahwa kualitas reservoar

dikontrol oleh jumlah volume lempung

sebagai pengotor pada reservoar.

Jika nilai-nilai porositas efektif

tersebut dihubungkan dengan klasifikasi

kualitas porositas menurut Koesomadinata

seperti yang terdapat pada dasar teori, maka

didapatkan hasil bahwa kebanyakan

reservoar memiliki kualitas baik. Selain itu,

terdapat pula beberapa reservoar yang

memiliki kualitas cukup, buruk, dan sangat

baik.

IV. Resistivitas air (Rw) dan Saturasi

Air (Sw)

Penentuan resistivitas air pada

penelitian ini menggunakan metode

crossplot antara log yang mengukur

resistivitas formasi (sumbu X) dan

porositas efektif (sumbu y).

Gambar 9. Crossplot LLD / PHIE untuk

menentukan resistivitas air pada formasi

Berdasarkan perhitungan yang telah

dilakukan, dapat diketahui bahwa rata-rata

tingkat saturasi air pada setiap zona

reservoar berbeda satu sama lain. Rata-rata

nilai saturasi air terendah adalah 87 %.

Sementara itu, pada beberapa reservoar,

tingkat saturasi air mencapai 100 %.

V. Cut-off

Cut-off atau nilai penggal merupakan

suatu nilai yang digunakan dalam

menentukan batasan suatu zona reservoar

yang ekonomis. Hasil dari cut-off adalah

ketebalan bersih dari zona yang

diidentifikasi sebagai reservoar (reservoar

pay) dan juga ketebalan bersih reservoar

yang mengandung hydrocarbon (net pay).

Tabel 1. Parameter cut-off pada setiap zona

Zona Parameter Cut-off

∅ 𝑉𝑐𝑙 𝑆𝑤

X 0.1 0.37 0.72

Y 0.17 0.45 0.68

Gambar 10. penerapan nilai cut-off pada

zona reservoar sumur A-10

Setelah penerapan nilai cut-off, dapat

dilihat bahwa tidak semua zona reservoar

yang ada merupakan zona reservoar yang

ekonomis. Reservoar yang ekonomis pada

zona X hanya terdapat pada sumur A-8 dan

A 6, zona Y pada sumur A-6. Hasil ini telah

sesuai dengan data produksi yang diberikan

oleh pihak Pertamina EP Asset 5.

VI. Korelasi Sumur

Korelasi yang dilakukan pada

penelitian ini menggunakan log gamma ray

sebagai pendekatan menentukan marker

lapisan. Hal ini berdasarkan kemampuan

log gamma ray yang dapat memberikan

gambaran lithostratigrafi berupa batas

lapisan dengan jelas.

Gambar 11. Korelasi Sumur Bagian Atas

Gambar 12. Korelasi Sumur Bagian

Bawah

Pada gambar dapat dilihat bahwa

kedalaman zona reservoar pada setiap

sumur berbeda satu sama lain. Analisis ini

merupakan cerminan penyebaran lateral

reservoar zona X dan Y pada setiap sumur.

Berdasarkan hasil analisis korelasi lapisan

reservoir tersebut terdapat perkembangan

lapisan-lapisan batupasir yang relatif

menerus dan dijumpai di semua sumur.

VII. Analisa Peta Struktur

Berdasarkan interpetasi data seismik

maka didapatkan peta struktur kedalaman

horizon X seperti terlihat pada gambar 4.14.

Dari kenampakan pada peta, terlihat adanya

struktur sesar normal yang berkembang

pada horizon X dan Y. Sesar-sesar tersebut

berarah Selatan-Utara dan Timurlaut-

Baratdaya. Selain itu, nampak pula bahwa

pada bagian utara yang terdapat sumur A-

01, A-02, A-03, A-04, A-05, dan A-09

merupakan daerah tinggian jika

dibandingkan bagian selatan yang terdapat

sumur A-06, A-07, A-08, dan A-10. Daerah

rendahan semakin nampak pada bagian

barat lapangan ini.

Gambar 13. Peta Struktur Kedalaman

Reservoar Zona X

VIII. Penentuan OOIP

Penentuan original oil in place pada

penelitian ini terlebih dahulu dilakukan

dengan penentuan volume bulk. Volume

bulk yang terhitung merupakan volume

bulk pada daerah dalam Oil Water Contact.

Gambar 4.18 menggambarkan daerah Oil

Water Contact pada zona X.

(a) (b)

Gambar 14. (a). Peta Oil Water Contact

zona X (b) Perbesaran zona Oil Water

Contact zona X

Setelah perhitungan Vb, maka

dilakukan perhitungan OOIP dengan

menggunakan parameter dari analisa

petrofisika yang telah dilakukan, berikut

merupakan perhitungan OOIP pada zona X

dan zona Y.

Zona X

Diketahui :

𝑉𝑏 : 6282.61

∅ : 0.19

𝑆𝑤𝑖 : 0.53

𝛽𝑜𝑖 : 1.21

Zona Y

Diketahui :

𝑉𝑏 : 8871.16

∅ : 0.17

𝑆𝑤𝑖 : 0.55

𝛽𝑜𝑖 : 1.18

𝑁𝑖 = 7758 𝑥 6282.61𝑥 0.19 1−0.53

1.21

= 3597126.85 STB

𝑁𝑖 = 7758 𝑥 8871.16 𝑥 0.17 1−0.55

1.21

= 4461795.67 STB

KESIMPULAN

Berdasarkan hasil penelitian Tugas

Akhir yang dilakukan pada lapangan A,

cekungan Barito Kalimantan Selatan,

kesimpulan yang dapat diambil ialah

sebagai berikut:

1. Zona reservoar lapangan A berupa

reservoar dengan litologi pasir

lempungan dengan kedalaman yang

berbeda pada satu daerah dengan

daerah lain sesuai dengan letak posisi

setiap sumur. Hal ini terlihat secara

jelas pada data sumur serta peta

struktur kedalaman. Dimana sumur A-

01, A-02, A-03, A-04, A-05, dan A-09

berada pada daerah tinggian sedangkan

sumur A-06, A-07, A-08, dan A-10

berada pada daerah rendahan.

2. Berdasarkan analisa petrofisika yang

dilakukan pada reservoar zona X, dan

Y, didapatkan hasil bahwa zona yang

memiliki prospek hidrokarbon adalah

zona X pada sumur A-06 dan A-08,

dengan kualitas porositas baik,

permeabilitas baik, kandungan

lempung 40 % serta tingkat saturasi air

53 %. Sementara itu, pada zona Y

daerah prospek hidrokarbon terdapat

pada sumur A-06 dengan kualitas

porositas baik, permeabilitas baik,

kandungan lempung 20 % serta tingkat

saturasi air 55 %.

3. Berdasarkan perhitungan original oil

in place (OOIP), pada reservoar zona X

terdapat cadangan sebesar 3597126.85

STB, sedangkan pada reservoar zona Y

terdapat cadangan sebesar 4461795.67

STB

SARAN

Analisa petrofisika sebaiknya

didukung dengan kelengkapan data lain

sebagai acuan dalam validasi hasil yang

diperoleh. Contohnya data mudlog dan

petrografi untuk validasi litologi, data

analisis batuan inti, serta data hasil uji

laboratorium lainnya untuk validasi

parameter petrofisika.

DAFTAR PUSTAKA

Asquith, G. dan Krygowski, D. 2004. Basic

Well Log Analysis: Second Edition. The

American Association of Petroleum

Geologists (AAPG): Oklahoma.

geomagz.geologi.esdm.go.id

Harsono, A. 1997. Evaluasi Formasi dan

Aplikasi Log: Edisi Revisi-8.

Schlumberger Oil Services: Indonesia

Koesoemadinata, R.P. 1978. Geologi

Minyak dan Gas Bumi. Jilid I Edisi

kedua. Bandung: Institut Teknologi

Bandung.

Kusuma, M.I., dan Nafi, A.N., 1986,

Prospek hidrokarbon Formasi Warukin

di Cekungan Barito Kalimantan,

Kumpulan Makalah Pertemuan Ilmiah

Tahunan XIV IAGI, Jakarta, hal 105-

124.

Kusuma dan Darin. 1989. The Hydrocarbon

Potential of The Lower Tanjung

Formation, Barito Basin, S.E.

Kalimantan, Proceedings IPA

Eighteenth Annual Convention.

Masbukin dan Praditia. 2016. Petroleum

Resources Management System

(PRMS). Jakarta: IATMI Young

Proffesional

Pertamina. 2016. Geology Finding and

Review Cekungan Barito. Jakarta

Selatan.

PK. Teknik Produksi Migas. 2013. Teknik

Reservoir dan Cadangan Migas. Jakarta:

Kementrian Pendidikan dan

Kebudayaan

Rider, M. 1996. The Geological

Interpretation of Well Log: Second

Edition. Interprint Ltd.: Malta

Rotinsulu, dkk. 1993. The Hydrocarbon

Generation and Traping Mechanism

Within the Northern Part of Barito

Basin, South Kalimantan. Proceeding of

IPA Annu. and Conv. 22nd.

Satyana dan Silitonga. 1994, Tectonic

Reversal in East Barito Basin, South

Kalimantan: Consideration of The Types

of Inversion Structure and Petroleum

System Significance, Proceedings IPA

Twenty Third Annual Convention.

Schlumberger. 1989. Log Interpretation

Principles / Applications. Schlumberger

Wireline & Testing: Texas.

Sikumbang, N., dan Heryanto, R. 1994, Peta

Geologi Pusat Penelitian dan

Pengembangan Geologi, Endapan

batubara Kalimantan Timur dan Selatan,

Sub direktorat Explorasi Direktorat

Geologi, Lap No. 2130.

wiki.aapg.org