38

Gambar 4.2.3. Histogram frekuensi porositas total seluruh sumur.

4.2.3. Porositas Efektif

Porositas efektif adalah porositas total yang tidak terisi oleh shale. Porositas efektif

ditentukan berdasarkan nilai porositas dan volume shale. Persamaan dalam perhitungan

porositas total sebagai berikut:

Keterangan : PHIE = Porositas Efektif (v/v) PHIT = Porositas Total (v/v) Vsh = Jumlah kandungan lempung (v/v)

Perhitungan porositas efektif dalam penelitian menghasilkan sebuah histogram

frekuensi porositas efektif seluruh sumur. Rata-rata dari porositas total pada interval

penelitian adalah 0,10 (Gambar 4.2.4).

Gambar 4.2.4. Histogram frekuensi porositas efektif seluruh sumur.

39

4.2.4. Permeabilitas

Perhitungan permeabilitas dilakukan berdasarkan sintetik data permebilitas dari data

routine core pada sumur FY-264. Sintetik permeabilitas didapatkan dengan regresi antara

data porositas efektif dan permeabilitas. Persamaan regresi digunakan untuk penentuan

permeabilitas pada seluruh sumur (Gambar 4.2.5.).

Gambar 4.2.5. Persamaan regresi data permeabilitas sumur FY-264.

4.2.5. Saturasi Air

Saturasi air adalah rasio dari volume pori yang terisi oleh air dengan volume porositas

total. Penulis melakukan perhitungan saturasi air pada interval penelitian dengan

menggunakan rumus Archie sebagai berikut:

Keterangan : Sw = Saturasi air m = Eksponen sementasi Φ = Porositas n = Eksponen saturasi Rw = Resistivity formasi air a = Faktor Turtuosity Rt = True Resistivty

Rumus Archie digunakan dengan asumsi pada interval ini resevoirnya berupa clean

sand. Untuk nilai eksponen saturasi menggunakan standar senilai 2. Faktor turtoisity senilai

1. Eksponen sementasi sebesar 1,8 untuk reservoir batupasir. Nilai Rw didapatkan dari

percobaan laboratorium yang telah dilakukan sebelumnya. Nilai Rw pada lapangan Flamingo

40

sebesar 1,76 ohmm pada temperature 77 °F. Rata-rata dari saturasi air pada interval penelitian

adalah 0,95 (Gambar 4.2.6.).

Gambar 4.2.6. Gambar histogram frekuensi saturasi air seluruh sumur.

4.3. Pemetaan Distribusi Batupasir

Pemetaan batupasir pada penelitian ini dilakukan berdasarkan kualitas batupasir.

Berdasarkan analisis petrofisika, penulis dapat memetakan distribusi batupasir berdasarkan

kesamaan karakteristik. Pemetaan batupasir ini juga dibagi berdasarkan fasies sedimentasi

yang sebelumnya telah ditentukan. Pemetaan distribusi batupasir pada penelitian terdiri dari

distribusi gross sand, net effective sand, dan net pay. Pemetaan distribusi ini berdasarkan

ketebalan dari batupasir yang memiliki parameter petrofisika tertentu (Gambar 4.3.1).

Pemetaan distribusi digambarkan dalam sebuah peta isopach.

41

Gambar 4.3.1. Hasil analisis petrofisika Sumur FY-35.

4.2.5.1 Gross Sand

Gross sand adalah batupasir yang memiliki Vshale kurang dari nilai ambang.

Berdasarkan perhitungan Vshale, penulis menentukan nilai ambang (cut-off) sebesar 0,625.

Nilai ini menjelaskan bahwa batuan yang memiliki nilai Vshale > 0,625 dikelompokan

kedalam serpih sedangkan batuan yang memiliki nilai Vshale ≤ 0,625 dikelompokan kedalam

batupasir (Gambar 4.3.2.). Batuan inti juga digunakan sebagai validasi dalam penentuan nilai

ambang Vshale. Pemetaan distribusi gross sand dimaksudkan untuk mementukan geometri

dari fasies sedimentasi. Berdasarkan geometri dari fasies, penulis dapat menginterpretasikan

arah sedimentasi dalam proses pengendapan batupasir pada interval penelitian.

Secara umum fasies tidal channel akan melihatkan geometri berupa “channel”,

sedangkan fasies tidal ridge dan tidal sand flat akan melihatkan geometri berupa “bar”.

Berdasarkan distribusi dari gross sand, penulis menginterpretasikan bahwa arah sedimentasi

Gross Sand

Net Effective Sand

Net Pay

Keterangan :

=

Batas Fasies

Sedimentasi

42

pada interval penelitian berarah NE-SW (Gambar 4.3.2., Gambar 4.3.3., Gambar 4.3.4,

Gambar 4.3.5., Gambar 4.3.6., Gambar 4.3.7., Gambar 4.3.8.).

Gambar 4.3.2. Histogram cut-off Vshale.

Gambar 4.3.3. Peta isopach Gross Sand Fasies Tidal Channel 1.

43

Gambar 4.3.4. Peta isopach Gross Sand Fasies Tidal Ridge 1.

Gambar 4.3.5. Peta isopach Gross Sand Fasies Tidal Sand Flat 1.

44

Gambar 4.3.6. Peta isopach Gross Sand Fasies Tidal Channel 2.

Gambar 4.3.7. Peta isopach Gross Sand Fasies Tidal Ridge 2.

45

Gambar 4.3.8. Peta isopach Gross Sand Fasies Tidal Sand Flat 2.

4.2.5.2. Net Effective Sand

Net effective sand adalah batupasir yang memiliki efektif porositas efektif yang baik.

Penulis menentukan net effective sand berdasarkan hasil analisis petrofisika. Penulis

melakukan crossplot antara Vshale dan porositas efektif. Dalam penelitian ini, net effective

sand memiliki parameter petrofisika berupa Vshale ≤ 0,625 dan porositas efektif ≥ 0,15

(Gambar 4.3.9.). Penentuan cut-off crossplot ini juga didasarkan pada data batuan inti dan

kurva log permeabilitas.

Gambar 4.3.9. Crossplot Vshale dan porositas efektif seluruh sumur.

46

Gambar 4.3.10. Peta isopach Net Effective Sand.

47

4.2.5.3. Net Pay

Net pay adalah batupasir yang kemungkinan mengandung minyak. Net pay ditentukan

berdasarkan saturasi air dan porosits efektif pada batupasir. Penulis melakukan crossplot

antara saturasi air dan porositas efektif untuk menentukan net pay. Dalam penelitian ini, net

pay memiliki parameter petrofisika berupa saturasi air ≤ 0,7 dan porositas efektif ≥ 0,15

(Gambar 4.3.11.). Penulis melakukan penentuan nilai ambang porositas efektif berdasarkan

kurva log permeabilitas. Nilai ambang saturasi air sebesar 0,7 ditentukan berdasarkan

interpretasi dari penulis. Penulis juga membandingkan dengan nilai ambang saturasi air

berdasarkan penelitian yang telah dilakukan sebelumnya oleh PT Chevron Pacific Indonesia.

Gambar 4.3.11. Crossplot saturasi air dan porositas efektif seluruh sumur.

48

Gambar 4.3.12. Peta isopach Net Pay.

49

4.3. Analisis Hubungan Fasies Sedimentasi dengan Kualitas Batupasir

Berdasarkan fasies sedimentasi dan analisis petrofisika, penulis menyimpulkan bahwa

lingkungan pengendapan sangat mempengaruhi kualitas dari batupasir. Pada interval

penelitian batupasir yang baik untuk dijadikan reservoir adalah batupasir yang diendapkan di

lingkungan tidal channel sedangkan batuan yang tidak baik sebagai reservoir adalah batuan

yang diendapkan di lingkungan tidal ridge dan tidal sand flat. Batupasir pada yang

diendapkan dilingkungan tidal channel memiliki porositas dan permeabilitas yang baik. Hal

ini disebabkan karena batupasir ini diendapkan dengan energi pengendapan yang cukup

tinggi sehingga kandungan mud pada batupasir ini cenderung lebih sedikit. Batupasir yang

diendapkan pada lingkungan tidal sand flat akan mengandung mud yang cenderung lebih

banyak karena batupasir ini diendapkan dengan arus pengendapan yang tenang. Fasies tidal

ridge pada daerah penelitian memiliki struktur bioturbasi cukup dominan. Hal ini

menyebabkan sorting pada fasies ini menjadi buruk yang menyebabkan porositas dan

permeabilitas fasies ini menjadi buruk juga. Pada interval penelitian dapat dilihat bahwa net

pay pada fasies tidal channel cukup tebal. Jadi, Fasies Tidal Channel 1 dan Tidal Channel 2,

merupakan batuan reservoir yang memiliki prospek hidrokarbon pada interval Bekasap C.

4.4. Perhitungan Cadangan Hidrokarbon (Original Oil in Place)

Perhitungan cadangan hidrokarbon mula-mula (Original Oil in Place) dilakukan

untuk Formasi Bekasap interval C. Data yang diperlukan dalam perhitungan cadangan

hidrokarbon adalah volume reservoir, porositas total, dan saturasi air. Rumus yang digunakan

dalam perhitungan cadangan hidrokarbon sebagai berikut:

Keterangan: OOIP = Original Oil In Place Vb = Volume Batuan Reservoir Sw = Saturasi Air Φ = Porositas Total FVF = Formation Volume Factor

Berdasarkan analisis petrofisika, penulis dapat menginterpretasikan bahwa di daerah

penelitian berpotensi mengandung hidrokarbon. Berdasarkan peta struktur kedalamanan,

kemungkinan besar minyak tersebut terperangkap pada struktur antiklin. Untuk itu, penulis

menggunakan model antiklin dalam perhitungan volume hidrokarbon (Gambar 4.4.1.).

50

Gambar 4.4.1. Model perhitungan volume reservoir dengan perangkap struktur antiklin

Perhitungan volume batuan reservoir dilakukan berdasarkan pengurangan volume dari

top reservoir dan bottom reservoir. Untuk batas bawah dalam perhitungan volume reservoir

adalah batas OWC, sehingga volume reservoir yang dihitung adalah volume reservoir yang

terisi hidrokarbon. Dalam penelitian ini, top reservoir adalah top Bekasap interval C dan

bottom reservoir adalah pengurangan top Bekasap interval C dengan ketebalan reservoir.

Ketebalan reservoir yang digunakan adalah ketebalan net effective sand. Untuk ketebalan net

effective sand, penulis menjumlahkan tebal dari Fasies Tidal Channel 1 dan Fasies Tidal

Channel 2.

Pada interval penelitian data OWC yang digunakan berupa OWC minimum bernilai -

4791 ft dan OWC maksimum berilai -4703 ft. Data OWC diperoleh dari pihak PT Chevron

Pacific Indonesia berdasarkan penelitan yang sebelumnya pernah dilakukan. Pada penelitian

ini kedua nilai OWC tersebut akan digunakan dalam menghitung volume reservoir.

Berdasarkan perhitungan didapatkan nilai volume reservoir sebagai berikut:

Tabel 4.1. Volume batuan reservoir Bekasap C.

Volume Minimum

(acre feet) Volume Maksimum

(acre feet) Top Bekasap C 66.324,17 162.425,32 Bottom Bekasap C 35.654,55 104.232,15 Reservoir Bekasap C 30.669,62 58.193,17

NIlai porositas total dan saturasi air yang digunakan dalam perhitungan cadangan

hidrokarbon berupa nilai rata-rata. Nilai rata-rata tidak dihitung berdasarkan jumlah data pada

interval penelitian, namun hanya dihitung pada interval net effective sand pada Fasies Tidal

Channel 1 dan Fasies Tidal Channel 2. Berdasarkan histogram frekuensi nilai porositas total

dan saturasi pada net effective sand, penulis mendapatkan nilai rata-rata porositas total dan

saturasi air sebesar 0,2 dan 0,69.

51

Gambar 4.4.2. Top reservoir (kiri) dan bottom reservoir (kanan).

Gambar 4.4.3. Histogram frekuensi porositas total (kiri) dan saturasi air (kanan) pada Net Effective Sand Fasies Tidal Channel 1 dan Fasies Tidal Channel 2.

Berdasarkan perhitungan dengan menggunakan rumus OOIP, didapatkan jumlah cadangan minyak mula-mula (Original Oil in Place) berkisar antara 13.410.876,85 – 25.446.074,54 barrels.

0.2 0.69