INTERPRETASI PETROFISIKA SUMUR LOG UNTUK MENENTUKAN ZONA HIDROKARBON SUMUR R CEKUNGAN SUMATERA SELATANMega Puspita Muhrami*, Makhrani,S.Si.,M.Si. , Sabrianto Aswad, S.Si.,MT Program Studi Geofisika Jurusan FisikaFakultas Matematika dan Ilmu Pengetahuan AlamUniversitas HasanuddinSARI BACAANHidrokarbon merupakan sumber energi fosil dan salah satu sumber daya alam yang dapat meningkatkan pendapatan negara. Salah satu metode petrofisika yaitu metode logging yang digunakan untuk karakterisasi reservoir dan analisa produksi hidrokarbon. Dalam penelitian ini, dilakukan penentuan zona yang terisi hidrokarbon sumur R di cekungan Sumatera Selatan. Data yang digunakan adalah data log GR, log SP, log resistivitas, log neutron, log densitas. Penetuan kondisi litologi pada zona interest dilakukan dengan menggunakan log GR dan metode crossplot NPHI-RHOB. Perhitungan nilai porositas effektif dilakukan melalui integrasi dari analisa data log densitas, log neutron, dan log GR. Saturasi air diperoleh dengan menggunakan persamaan Archie. Hasil interpretasi litologi menunjukkan bahwa reservoir yang mendominasi pada sumur R adalah batupasir nilai gamma ray dibawah 50 API. Zona hidrokarbon terletak pada kedalaman 1360-1367 dan 1375.5-1385.3 meter dan merupakan kandungan gas dengan ketebalan netpay masing-masing 7 dan 9.8 meter sedangkan pada kedalaman 1386.5-1396.6 dan 1421.3-1425.5 merupakan kandungan minyak dengan ketabalan netpay masing-masing 10.1 dan 4.2 meter.Kata kunci : log analisis, porositas, saturasi air, netpay

*e-mail : megapuspitamuhrami@yahoo.comI.PENDAHULUANHidrokarbon merupakan sumber energi fosil yang telah lama di eksploitasi juga salah satu sumber daya alam yang dapat meningkatkan pendapatan negara khususnya pada eksplorasi minyak dan gas bumi. Metode petrofisika digunakan untuk memastikan keberadaan dan menentukan hidrokarbon produksi. Salah satu metode petrofisika yang banyak dan dimanfaatkan dalam eksplorasi hidrokarbon adalah well logging. Well logging merupakan metode pengukuran parameter-parameter fisika dalam lubang bor dapat digunakan untuk mengetahui gambaran dari lingkungan bawah permukaan tanah, khususnya mengetahui batuan-batuan yang mengelilingi lubang bor juga dapat memberikan keterangan tentang lapisan yang mengandung hidrokarbon. Selain itu meode ininjuga merupakan metode pendukung dalam usaha evaluasi formasi dalam mengetahui kondisi hidrokarbon di permukaan bumi, baik itu zona terdapatnya hidrokarbon, cadangan maupun jenisnya.Tujuan dalam penelitian ini adalah untuk mengetahui litologi dari formasi berdasarkan pembacaan kurva-kurva log dan memprediksi posisi dan ketebalan hidrokarbon produksi berdasarkan interpretasi petrofisika.

II.GEOLOGI REGIONALCekungan Sumatera Selatan terletak memanjang berarah Barat laut - Tenggara di bagian Selatan Pulau Sumatera. Luas cekungan ini sekitar 85.670 km2 dan terdiri atas dua sub cekungan yaitu: sub cekungan Jambi dan sub cekungan Palembang. Sub cekungan Jambi berarah Timur laut - Barat daya sedangkan Sub cekungan Palembang berarah Utara - Barat Laut - Selatan - Tenggara dan diantara keduanya dipisahkan oleh sesar normal Timur laut - Barat daya.

Gambar II. 1. Peta Lokasi Cekungan Sumatera Selatan (LEMIGAS, 2005)

Stratigrafi dan SedimentasiStratigrafi daerah cekungan ini pada umumnya dapat dikenal satu daur besar yang terdiri dari suatu transgresi yang diikuti regresi. Formasi yang terbentuk dalam fase transgresi dikelompokan menjadi kelompok Telisa Formasi Talang Akar merupakan transgresi marin yang sebenarnya dan dipisahkan dari Formasi. Sebagian dari formasi Talang Akar adalah fluviatil sampai delta dan marine dangkal. Di beberapa tempat, batupasir terlokalisasi pada daerah tinggi atau dekat paparan sunda. Formasi ini merupakan lapisan reservoir yang utama di Sumatera Selatan. Formasi Gumai sebagai batuan induk untuk semua minyak di Sumatera Selatan. Hal ini berdasarkan extraksi hidrokarbon dari serpih formasi tersebut. Minyak bumi terbentuk setelah pengendapan maka akan bermigrasi secara lateral ke Formasi Talang Akar, sehingga minyak bumi dalam formasi ini bersifat parafin berat. Formasi Air Benakat merupakan permulaan endapan regresi dan terdiri dari lapisan pasir pantai. Penyebarannya jauh lebih luas dari formasi sebelumnya. Lapisan batupasir disini juga merupakan lapisan reservoir yang penting. (Koesoemadinata, 1980).

Berikut adalah kolom statigrafi Cekungan Sumatera Selatan :

Gambar 2. Statigrafi Cekungan Sumatera Selatan (LEMIGAS,2005)

Potensi HidrokarbonCekungan Sumatera Selatan merupakan cekungan yang produktif. a. Batuan IndukBatuan induk yang potensial berasal dari batu lempung Formasi Lahat, batu lempung Formasi Talang Akar dan batu lempung Formasi Gumai. Formasi yang paling banyak menghasilkan minyak hingga saat ini adalah Formasi Talang Akar, dengan kandungan material organik yang tinggi berkisar antara 0,5-1,5%.b. Batuan ReservoirLapisan batupasir yang terdapat dalam Fomasi Lahat, Talang Akar, Gumai, Air Benakat, dan Muara Enim dapat merupakan batuan reservoir. Selain itu batu gamping Formasi Baturaja juga berlaku sebagai batuan reservoir.c. Batuan TudungBatuan tudung pada umumnya merupakan lapisan batu lempung yang tebal dari Formasi Gumai, Air Benakat, Muara Enim. Disamping itu, terjadinya perubahan facies kearah lateral dari Formasi Talang Akar dan Baturaja.d. Perangkap dan MigrasiPada umumnya perangkap hidrokarbon di Cekungan Sumatera Selatan merupakan perangkap struktur antiklin. Struktur sesar, baik normal maupun geser dapat bertindak sebagai perangkap minyak. Perangkap stratigrafi terjadi pada batugamping terumbu berbentuk membaji, bentuk kipas dan lensa dari batupasir karena perubahan facies. Migrasi pada umumnya terjadi kearah up-dip serta melalui sesar-sesar yang ada (Hadipandoyo, 2007)

III.DATA DAN PERANGKAT PENELITIAN

Adapun data yang digunakan antara lain :1. Data sekunder dalam format data Log ASCII Standar (LAS) Version 2.002. Data statigrafi Cekungan Sumatera Selatan3. Penelitian ini dilakukan dengan menggunakan software Interactive Petrophysics (IP)

METODOLOGI PENELITIAN

Input Data LogMenginput data log dalam format Log ASCII Standar (LAS) Version 2.00 dan menampilkan grafik log dengan memilih grafik triple combo pada program Interactive Petrophysic yang terdiri dari Log Gamma Ray, Log Spontaneous Potensial, Log Kaliper, Log Resistivitas (LLD dan MSFL), Log Porositas (Densitas dan Neutron)Analisis awalAnalisis awal dengan melihat tanggapan dari masing-masing log untuk mempredikasi letak lapisan permeable, zona tersaturasi hidrokarbon, juga menentukan jenis hidrokarbon, dimana tanggapan log tersebut dalam program Interactive Petrophysics meliputi :a. Log gamma ray yang terdefleksi ke kiri mengindikasikan batupasir atau karbonat yang memiliki lempung yang rendah.b. Log spontanaeous potensial dapat digunakan untuk penentuan daerah permeabel dan non permeabel. Pada saat terdefleksi ke kiri atau ke kanan akan menunjukkan daerah permeabel. Penunjukan daerah tak permeabel pada saat defleksinya konstan dan membentuk garis lurus.c. Log Resistivitas yang terdiri dari Micro Spherically Focused Log (MSFL), Laterolog Shallow (LLS) dan Laterolog Deep (LLD) yang terdefleksi ke kanan untuk mentukan resistivitas fluida dan batuan. d. Respon log porositas (neutron dan densitas) dapat menentukan jenis batuan. Terjadinya overlay pada log neutron (NPHI) dan densitas (RHOB) dapat digunakan untuk menentukan jenis fluida dalam formasi.e. Log kaliper digunakan sebagai koreksi terhadap log lainnya. Log kaliper yang membesar menunjukkan daerah non permeabel.Interpretasi Petrofisika data logPada program Interactive Petrophysics dilakukan interpretasi log dengan melihat tanggapan dari alat-alat logging berupa kurva-kurva log a. Data log yang digunakan untuk mengidentifikasi zona permeable dan impermeable adalah Log Gamma Ray (GR) dan Log Spontaneous Potensial (SP). Respon GR yang rendah mengindikasikan bahwa pada lapisan tersebut merupakan lapisan yang permeable, sedangkan respon GR yang tinggi mengindikasikan bahwa lapisan tersebut merupakan lapisan impermeable. Pada Log SP, kurva akan terdefleksi ke kiri atau ke kanan akan menunjukkan zona permeable sedangkan pada daerah impermeable defleksinya konstan atau membentuk garis lurus dan arah defleksi dari Log SP tergantung dari nilai Rmf dan Rw pada lapisan tersebut.b. Setelah mengetahui lapisan yang merupakan reservoir, selanjutnya mencari lapisan yang mengandung hidrokarbon. Log yang digunakan untuk mencari lapisan yang mengandung hidrokarbon yaitu log resistivitas (LLD dan MSFL), dan log porositas-densitas (RHOB). Untuk lapisan yang mengandung hidrokarbon, log resistivitas yaitu Lateral Log Deep (LLD) menunjukkan respon yang tinggi sedangkan log resistivitas Micro Spherically Focused Log (MSFL) menunjukkan respon yang rendah, dan terjadinya overlay pada kurva LLD dan RHOB c. Setelah mengetahui lapisan yang mengandung Hidrokarbon, selanjutnya mengidentifikasi jenis hidrokarbon yang mengisi lapisan tersebut. Secara kualitatif log yang digunakan untuk mengidentifikasi jenis hidrokarbon adalah data log densitas dan neutron. Untuk membedakan lapisan yang terisi gas dan minyak, digunakan separasi positif antara log densitas dan neutron. Untuk gas menunjukkan respon resistivitas yang lebih tinggi, dan separasi positif antara log densitas dan log neutron yang lebih besar dari minyak. Secara kuantitatif, nilai Sw < 25% dianggap sebagai gas, 25% < Sw > 75% dianggap sebagai minyak, Sw > 75 % dianggap sebagai air.Penentuan LitologiInterpretasi data log untuk penentuan litologi digunakan log gamma ray, log spontanaeous potensial, perpaduan dari data crossplot NPHI RHOB. Kombinasi dari data log tersebut akan menentukan jenis batuan pada lingkungan lubang sumur seperti batupasir, batugamping, serpih dan dolomit. Untuk mengetahui secara akurat jenis batuan pada lingkungan lubang sumur maka di gunakan data cutting untuk dibandingkan dengan litologi berdasarkan data log.Penetuan Porositas dan Saturasi Air (Sw)Data log yang digunakan untuk mengetahui porositas adalah perpaduan antara log densitas dan log neutron sesuai dengan persamaan

t = ..(1)Interpretasi secara kualitatif dilakukan dengan program Interactive Petrophysics menggunakan persamaan Indonesia dengan model persamaan pasir-serpih dengan mengacu pada persamaan

Sw = .. (II)

Interpretasi porositas dan saturasi air (Sw) dilakukan dengan model CPI (Computer Processed Interpretation) Penentuan Zona Hidrokarbon ProduksiPenentuan zona hidrokarbon dilakukan dengan menggunakan hasil interpretasi log secara kualitatif berdasarkan besarnya porositas dan saturasi air (Sw). Pada tahap ini akan diketahui potensi dan ketebalan hidrokarbon produksi baik itu berupa gas atau minyak dengan melihat nilai porositas yang bagus antara 15-20% dan porositas yang sangat bagus antara 20-25% sedangkan nilai Sw < 25% dianggap sebagai gas, 25% < Sw > 75% dianggap sebagai minyak, Sw > 75 % dianggap sebagai air.

HASIL DAN PEMBAHASAN

Analisis Awal Analisis awal untuk menentukan zona prospek hidrokarbon dengan cara menginput data LAS dan dimunculkan dengan menggunakan model Triple Combo pada program Interactive Petrohysic. Model Triple Combo ini akan memunculkan hasil perekaman pada saat melakukan proses logging dan dipilih Log Gamma Ray, Log Spontanaeus Potensial, Log Kaliper, Log Resistivitas (Micro Spherically Focused Log dan Laterolog Deep), Log Porositas (Densitas dan Neutron) yang digunakan dalam analisis awal tersebut (Gambar 3)

Gambar 3. Hasil perekaman proses logging pada Interactive Petrophysicdari hasil perekaman pada software Interactive Petrophysics (IP) diatas maka kita dapat menganalisis masing-masing tanggapan log dimana melihat dari masing-masing tanggapan log tersebut dapat dilihat bahwa prospek hidrokarbon terdapat pada kedalaman 1360-1453 (Gambar IV.1). Pada kedalaman tersebut dapat dilihat bahwa log gamma ray terdefleksi ke kiri mengindikasikan batupasir atau karbonat yang memiliki lempung yang rendah. Log spontanaeous potensial yang terdefleksi ke kiri atau ke kanan menunjukkan daerah permeabel. Log Resistivitas yang terdiri dari Micro Spherically Focused Log (MSFL) menunjukkan nilai resistivitas yang rendah serta Laterolog Deep (LLD) yang menunjukkan resistivitas yang tinggi. Respon log porositas yaitu neutron (NPHI) dan densitas (RHOB) menunjukkan nilai yang rendah. Log caliper yang normal (tidak membesar) menunjukkan lapisan yang permeabel.Interpretasi Petrofisika Data LogPada program Interactive Petrophysics dilakukan interpretasi log dengan melihat tanggapan dari alat-alat logging berupa kurva-kurva log yang saling mendukung untuk menentukan zona permeable, zona hidrokarbon dan jenis hidrokarbon.

Kedalaman 1360 -1400 (Skala 1:200)

Gambar 4. Hasil Interpretasi Petrofisika Data Log kedalaman 1360-1400 meter

Kedalaman 1401-1453 (Skala 1:200)

Gambar 5. Hasil Interpretasi Petrofisika Data Log kedalaman 1401-1453 meter

Respon dari kurva-kurva log tersebut adalah:a. Zona permeable yang ditunjukkan log gamma ray dan spontanaeus potensial pada kedalaman 1360.7-1367.6, 1375.8-1379.4 dan 1422-1453.3 merupakan daerah reservoir dengan kandungan gamma ray yang rendah di bawah 50 API serta log spontanaeus potensial yang terdefleksi ke kanan menandakan pada kedalaman tersebut merupakan daerah permeabel yang didalamnya terdapat fluida dimana resistivitas dari mud filtrate lebih kecil daripada resistivitas air. Selain log gamma ray dan Spontanaeus Potensial, daerah reservoir juga dideteksi dengan menggunakan log kaliper. Log kaliper digunakan sebagai koreksi terhadap lapisan yang terjadi washed out seperti pada kedalaman 1368.1-1373 meter. Terjadinya washed out pada lingkungan lubang bor menandakan daerah tersebut merupakan non reservoir.b. Zona Hidrokarbon diketahui dari kombinasi antara grafik Laterolog Deep (LLD) yang menunjukkan nilai yang tinggi karena saturasi hidrokarbon pada uninvided zone dengan Micro Spherically Focused Log (MSFL) yang menunjukkan nilai yang rendah karena mudfiltrate (saltwater) memiliki resitivitas yang rendah dan saturasi hidrokarbon pada invided zone rendah tidak terinvasi lumpur menandakan daerah tersebut tersaturasi oleh hidrokarbon. Selain itu Laterolog Deep (LLD) dengan log densitas (RHOB) merupakan kombinasi yang juga digunakan untuk membedakan fluida yang ada dalam reservoir yaitu overlay pada grafik Laterolog Deep (LLD) dengan RHOB tidak terinvasi lumpur menandakan daerah tersebut tersaturasi oleh hidrokarbon. Zona yang menandakan tersaturasinya hidrokarbon terdapat pada kedalaman antara 1360-1368.7 meter, 1375-1384 meter dan 1401-1453 meter.c. Setelah mengetahui zona hidrokarbon selanjutnya akan ditentukan jenis hodrokarbon (berisi minyak atau gas) yaitu kombinasi antara log neutron (NPHI) dengan densitas (RHOB) yang ditandai overlay antar keduanya. Log neutron (NPHI) mengukur banyaknya ikatan hidrogen yang terdapat dalam fluida sehingga membedakan antara batuan yang berisi minyak dan gas. Batuan yang berisi gas memiliki konsentrasi hidrogen yang sangat rendah dibandingkan minyak sehingga nilai dari grafik log neutron (NPHI) pada gas lebih rendah daripada minyak. Log densitas (RHOB) mengukur total densitas pada batuan dan fluida, sehingga batuan porous yang mengandung fluida akan mengukur grafik log densitas (RHOB) yang rendah. Rendahnya grafik log neutron (NPHI) dan densitas (RHOB) akan menyebabkan terjadinya overlay. Zona yang termasuk zona gas yaitu pada kedalaman 1360.7-1366 meter sedangkan zona minyak terdapat pada kedalaman 1375-1385 dan 1421-1453.5 meter.Penentuan LitologiInterpretasi data log untuk penentuan litologi digunakan log gamma ray, data crossplot NPHI RHOB (Gambar IV.4). Kombinasi dari data log tersebut akan menentukan jenis batuan pada lingkungan lubang sumur seperti batupasir, batugamping, dolomit dan serpih. Untuk mengetahui secara akurat jenis batuan pada lingkungan lubang sumur maka di gunakan data cutting untuk dibandingkan dengan litologi berdasarkan data log.

Gambar 6. Crossplot dari log neutron (NPHI) dan log densitas (RHOB) serta log gamma ray

1360-1363 Sandstone1363-1364 Sandstone1364-1367 sandstone1367-1370 Quartz & Volcanic1370-1372 Claystone1372-1374 Quartz & Calcite1374-1376 Shale1376-1378 Sandstone1378-1380 Sandstone1380-1382 Sandstone1382-1384 Sandstone1384-1386 Sandstone & Shale1386-1388 Sandstone1388-1390 Sandstone &Shale1390-1392 Sandstone & Shale1392-1394 Sandstone1394-1396 Sandstone 1396-1398 Sandstone1398-1400 Quartz & FelsicKedalaman 1360-1400 m

Gambar 7. Hasil interpretasi litologi dengan menggunakan data log dan data cutting pada kedalaman 1360-1400 meterKedalaman 1401-1453 m

1420-1422 Granite1422-1424 Granite1424-1426 Granite1426-1428 Granite1428-1430 Granite1430-1432 Granite1432-1434 Granite1434-1436 Granite1436-1438 Granite1438-1440 Granite1442-1444 Granite1444-1446 Granite1446-1448 Granite1448-1450 Granite1450-1452 Granite1452-1454 Granite1400-1402 Quartz & Felsic 1402-1404 Quartz1404-1406 Quartz1406-1408 Felsic1408-1410 Felsic1410-1412 Quartz & Felsic1412-1414 Felsic1414-1416 Quartz & Felsic1416-1418 Felsic & Quartz 1418-1420 Felsic & QuartzData analisis Cutting

Gambar 8. Hasil interpretasi litologi dengan menggunakan data log dan data cutting pada kedalaman 1401-1453 meterHasil interpretasi pada kedalaman 1360-1400 meter (Gambar 4) litologi yang dideteksi merupakan batupasir karena penunjukkan grafik log gamma ray yang mendeteksi zat radioaktifitas yang sangat rendah dengan nilai rata-rata kurang 45 API. Grafik log spontanaeus potensial juga terdefleksi ke kiri yang menandakan lapisan permeabel. Kombinasi antara log densitas (RHOB) dengan neutron (NPHI) terjadi overlay mengindikasikan litologinya batupasir. Dari hasil analisis data cutting litologi penyusunnya adalah batupasir , sesuai dengan hasil grafik log. Lapisan batupasir pada litologi ini sangat tebal antara 1360-1366 dan 1375-1398 meter serta merupakan batuan reservoir yang baik. Batupasir ini terbagi atas dua lapisan yang tidak saling berhubungan dan dipisahkan oleh batuan penutup atau serpih yang banyak mengandung lempung.Pada kedalaman 1425-1450 meter merupakan lapisan permeabel. Batuan penyusunnya adalah batupasir dengan tingkat radioaktifitas sangat rendah dengan nilai 37 API yang diukur dengan menggunakan log gamma ray dan pada log spontanaeus potensial terjadi beda potensial sehingga terjadi defleksi ke kiri. Kombinasi log densitas (RHOB) dengan neutron (NPHI) yang digunakan terjadi overlay pada keduanya sehingga mengindikasikan penyusunnya batupasir.Hasil interpretasi data log litologi yang dihasilkan tidak sesuai persis dengan data cutting. Hal ini disebabkan litologi yang dideteksi dengan menggunakan software Interactive Petrophysics hanya menyediakan 4 jenis batuan yaitu batupasir (sandstone), batugamping (limestone), dolomit (dolomite) dan lempung (clay). Sedangkan jenis batuan yang terdapat pada lapisan bawah permukaan sangat banyak.Prinsip kerja dari program Interactive Petrophysics sendiri menggolongkan batuan yang tidak permeabel masuk dalam kategori lempung (Clay), batuan yang permeabel yang bertindak sebagai reservoir di bagi atas batupasir, batugamping atau dolomit. Reservoir penyusun dari sumur ini didominasi oleh batupasir. Log gamma ray pada reservoir mengukur nilai radioaktifitas yang rendah dengan nilai dibawah 50 API.

Penetuan Porositas () dan Saturasi Air (Sw)Data log yang digunakan untuk mengetahui porositas adalah perpaduan antara log densitas dan log neutron sesuai dengan persamaan II.9. Interpretasi secara kualitatif untuk menentukan saturasi air (Sw) dilakukan dengan program Interactive Petrophysics dengan model CPI (Computer Processed Interpretation) dengan mengacu pada persamaan Archie (Pers II.12) dimana hasil interpretasi tersebut adalah sebagai berikut : Kedalaman 1360-1400 (skala 1:200)

1375,5136013671385,31386,51396,6

Gambar 9 : Hasil interpretasi data log dengan model CPI pada kedalaman 1360-1400Kedalaman 1401-1453 meter

1421,3

1425,5

1429,3

1447,3

Gambar 10 : Hasil interpretasi data log dengan model CPI pada kedalaman 1401-1453

Pada kedalaman 1360-1367 meter merupakan lapisan reservoir yang mengandung gas karena terjadi separasi positif yang besar antara porositas densitas (D) dengan porositas neutron (N). Selain itu, daerah tersebut juga memiliki resistivitas yang sangat tinggi. Daerah pada kedalaman ini merupakan reservoir yang ekonomis dengan saturasi air dibawah 25% yaitu 4.86 % dengan porositas 24 % dan memiliki kandungan lempung yang sangat kecil dengan nilai gamma ray minimum mencapai 35 API. Besarnya resistivitas dikarenakan batuan reservoir lebih banyak tersaturasi oleh gas.Pada kedalaman 1375.5-1385.3 meter merupakan lapisan reservoir yang mengandung gas karena terjadi separasi positif yang besar antara porositas densitas (D) dengan porositas neutron (N). Selain itu, daerah tersebut juga memiliki resistivitas yang sangat tinggi mencapai 137 ohm-m. Daerah pada kedalaman ini merupakan reservoir yang ekonomis dengan saturasi air dibawah 25% yaitu 10 % dengan porositas 20 % dan memiliki kandungan lempung yang sangat kecil dengan nilai gamma ray 39 API. Pada kedalaman 1386.5-1396.6 meter merupakan lapisan reservoir yang mengandung minyak karena separasi antara porositas densitas (D) dengan porositas neutron (N) tidak terlalu besar. Selain selisih overlay antara porositas log densitas dengan neutron yang tidak terlalu besar, daerah tersebut juga memiliki resistivitas mencapai 18.7 ohm-m. Daerah pada kedalaman ini merupakan reservoir yang ekonomis dengan nilai Saturasi Air berada diantara 25%-75% yaitu 31.7 % dengan porositas 19 % dan memiliki kandungan lempung yang sangat kecil dengan nilai gamma ray 39 API.Pada kedalaman 1421.3-1428.7 meter merupakan lapisan reservoir yang mengandung minyak karena separasi antara porositas densitas (D) dengan porositas neutron (N) tidak terlalu besar. Selain selisih overlay antara porositas log densitas dengan neutron yang tidak terlalu besar, daerah tersebut juga memiliki resistivitas yang tinggi. Daerah pada kedalaman ini merupakan reservoir yang ekonomis dengan nilai Saturasi Air berada diantara 25%-75% yaitu 31.7 % yaitu 29 % dengan porositas 15% dan memiliki kandungan lempung yang sangat kecil dengan nilai gamma ray 36 API.Interpretasi pada kedalaman 1429.3-1447 meter hanya mengandung air formasi. Lapisan batuannya terdiri dari batupasir yang permeabel dengan nilai kandungan radioaktifitas mencapai 32 API. Nilai resistivitasnya sangat rendah dengan nilai rata-rata 8 ohm-m. Rendahnya resistivitas mengindikasikan batupasir tersebut hanya mengandung air formasi, selain itu saturasi air diatas 75% pada kedalaman tersebut.

Penentuan Zona Hidrokarbon ProduksiBerdasarkan hasil interpretasi data log, nilai saturasi air (Sw) dapat diperkirakan posisi yang mengandung hidrokarbon adalah sebagai berikut : Kedalaman(meter)Porositas(%)Saturasi Air(%)Ketebalan(meter)JenisHidrokarbon

1360-136724%4.86 %7Gas

1375.5-1385.320%10 %9.8Gas

1386.5-1396.619%31 %10.1Minyak

1421.3-1425.515%29 %4.2Minyak

Tabel 1Posisi hidrokarbon produksi Berdasarkan hasil interpretasi log pada sumur R, terdapat 4 lapisan reservoir dengan ketebalan lapisan hidrokarbonya 31.1 meter. Ketebalan kandungan gasnya 16.8 meter dan 14.3 meter yang mengandung minyak dengan nilai porositas dan saturasi air (Sw) yang berbeda-beda. Pada reservoir yang mengandung gas, saturasi airnya (Sw) sangat rendah sehingga reservoir tersebut sangat ekonomis untuk diproduksi. Porositas pada sumur ini sangat beragam tergantung dari banyaknya kandungan lempungnya. Nilai porositas reservoir pada sumur ini rata-rata antara 10-25 %. Besarnya porositas ini berhubungan dengan banyaknya cadangan hidrokarbon yang terdapat pada reservoir tersebut. Hidrokarbon pada kedalaman 1360-1425.5 meter terletak pada formasi Talang Akar. Formasi Talang Akar terletak pada kedalaman antara 1311-1421 meter dengan ketebalan 110 meter sedangkan hidrokarbonnya memiliki ketebalan 20.1 meter. Formasi Talang Akar ini merupakan penghasil hidrokarbon yang paling banyak diantara formasi yang lainnya di Sumatera Selatan.

KESIMPULAN

Dari hasil interpretasi data log untuk penentuan zona hidrokarbon pada sumur R pada kedalaman adalah 1360-1453 meter dapat disimpulkan :1. Hasil interpretasi litologi berdasarkan pembacaan kurva-kurva log menunjukkan bahwa reservoir yang mendominasi pada sumur R adalah batupasir dengan tingkat radioaktifitas atau nilai gamma ray dibawah 50 API2. Zona hidrokarbon terletak pada kedalaman 1360-1367 dan 1375.5-1385.3 meter dan merupakan kandungan gas dengan ketebalan netpay masing-masing 7 dan 9.8 meter sedangkan pada kedalaman 1386.5-1396.6, dan 1421.3-1425.5 merupakan kandungan minyak dengan ketebalan netpay masing-masing 10.1, dan 4.2 meter.

DAFTAR PUSTAKA

Adim, H., 1998. Sifat Fisis Media Berpori, Fakultas Teknologi Mineral, Universitas Trisakti:Jakarta.Asquisth, G. & Gibson, C., 2004, Basic Well Log Analysis For Geologist, AAPG methods in exploration series 2nd edition.Tulsa Oklahoma USA.Hadipandoyo, S., 2007, Kuantifikasi Sumber Hidrokarbon Indonesai, Pusat Penelitian & Pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi, LEMIGAS, Jakarta.Harsono, A., 1997. Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log. Kuningan, Jakarta.Irawan, Dedi,dkk. 2009. Analisis Data Log (Porositas, Saturasi Air, dan Permeabilitas) Untuk Menentukan Zona Hidrokarbon, Studi Kasus Lapangan ITS Daerah Cekungan Jawa Barat Utara. Institut Teknologi Sepuluh Nopember.SurabayaKoesoemadinata, R.P., 1980, Geologi Minyak Dan Gas Bumi Jilid 1 dan 2, Institut Teknologi Bandung, Bandung.Lemigas, 2005. Petroleum Geology of Indonesias Sedimentary Basins. LEMIGAS.JakartaLemigas, 2006. Produksi Hidrokarbon Studi Kasus Lapangan S, Sumatera Tengah. PPPTMB LEMIGAS. JakartaPrawira, Hariadi Jaya. 2011. Karakteristik Reservoar Lapangan H Melalui Analisa Petrofisika dan Evaluasi Formasi. Universitas Indonesia.JakartaRider, M., 2000, The Geological Interpretation Of Well Logs, Sutherland, Scotland.Schlumberger, 1991, Log Interpretation Chart, Schlumberger LDT, New York, USA.Sembodo, H., 1995, Evaluasi Formasi II, Fakultas Teknologi Mineral, Universitas Trisakti, Jakarta.