KARAKTERISTIK RESERVOIR SERTA PENGARUHNYATERHADAP GEOMETRI DAN KUALITAS RESERVOIR UNTUK

MENGOPTIMALKAN PEREKAHAN HIDROLIK PADA FORMASIPEMATANG SAND A,LAPANGAN X, CEKUNGAN SUMATERA

TENGAH.

Agin Rachmat Budiman1, Nurdrajat2, Febriwan Mohammad3, Reybi Waren4

1 Fakultas Teknik Geologi, Universitas Padjadjaran, 2 Lab. Sedimentologi Universitas Padjadjaran, 3

Lab. Geofisika Universitas Padjadjaran, 4Chevron Pacific Indonesia

SARI

Grup Pematang, yang mulai diendapkan pada periode eosen hingga oligosen, dalam konsep petroleum system diCekungan Sumatra Tengah diketahui sebagai batuan induk secara regional. Namun, belakangan ini, bagian tengah FormasiPematang diketahui memiliki potensi reservoir yang masih belum dikembangkan.

Diharapkan kalibrasi dari 20 data log sumur,dan 2 data core, sebagai data utama dan 4 data produksi,3 lintasanseismic serta 9 data Side Wall Core sebagai data pendukung serta beberapa analisisnya dalam penentuan lingkunganpengendapan, perhitungan evaluasi formasi dan penentuan cut off diharapkan mampu menyimpulkan geometri dan kualitasreservoir pada Pematang sand A dimana merupakan salah satu interval sand pada bagian tengah Group Pematang.

Lingkungan pengendapan Pematang sand A berada pada Lacustrine Deltaic Prodelta yang ditentukanberdasarkan 5 facies batuan yang didominasi oleh Scoyenia dan Mermia ichnofacies serta masih memiliki sedikit pengaruhdari arus pasang surut. Penentuan lingkungan pengedapan tersebut sebagai dasar dalam memetakan geometri dari reservoirpada Pematang sand A.

Dari hasil pemetaan memperlihatkan perkembangan sand kearah Timur,dengan ketebalan bersih reservoirmencapai 108 ft.Oleh karena itu pengembangan lapangan lebih diutamakan pada daerah Timur, lalu berdasarkanperhitungan petrofisik di sarankan untuk di lakukannya perekahan hidrolik pada beberapa interval yang sudah di tentukan.

Kata Kunci : Karakteristik Reservoir, Grup Pematang, Cekungan Sumatera Tengah,Petrofisik

ABSTRACT

Pematang Group, which deposited on the Eocene - Oligocene, From petroleum systems concept in CentralSumatra Basin is known as source rock regionally.However, the center Pematang Group is known to have the potentialreservoir that is still not developed.

It is expected that the calibration of the 20 well log data, and 2 cores data as the main data and 4 productiondata,3 seismics line,and 9 Side Wall Core data as supporting data and other analysis to determine depositionalenvironment, formation evaluation calculation and cut-off is expected to conclude on the reservoir geometry and qualityPematang sand A where there are sands interval at the center of Pematang Group.

Depositional environment of Pematang Sand A located on the Lacustrine deltaic - Prodelta that determined by 5facies rocks which are dominated by Scoyenia and Mermia ichnofacies and still have a little influence of tidal currents.Determination of the depositional environment as a basis for mapping the geometry of the reservoir on Pematang sand A.

The result of mapping also shown the development of sand A to eastern area and had a net reservoir thicknessreaches 108 ft.Hence, this area should be develop in eastern area, and based on petrophysical calculation the fracturing isrecommended for several interval.

Keyword : Reservoir Characterization, Pematang Group, Central Sumatera Basin,Petrophysic

PENDAHULUAN

Kelompok Pematang terendapkan dantersebar luas di Cekungan Sumatra Tengah padaEosen Oligosen , Kelompok Pematang tersusunoleh tiga formasi berturut-turut dari tua ke muda :Formasi Lower Red Bed , Formasi Brown Shaledan Formasi Upper Red Bed .

Pada lapangan X , Grup Pematangberperan sebagai Batuan induk , tetapi darikarakteristik penyusun Formasi Brown Shaleterdapat unit Batupasir yang berpotensi sebagaireservoir Sand A .

Peneliti berasumsi adanya sebuahlapisan reservoir di dalam batuan induk yangmendorong peneliti untuk melakukan penelitianpada Kelompok Pematang pada Formasi BrownShale.Sehingga penelitian yang lebih dalam diperlukan untuk memahami karakteristik unit

Batupasir ini untuk mengembangkan ReservoirSand A tersebut.

TUJUAN PENELITIAN

Adapaun tujuan dari penelitian ini yaitu :1. Menentukan Lingkungan Pengendapan

Reservoir Sand A2. Menentukan Persebaran dan Ketebalan

dari Reservoir Sand A3. Menentukan Kualitas Reservoir Sand A

METODE PENELITIAN

1. Pengumpulan data primer berupa data welllog dan core dan data sekunder berupaseismik 2D, Data produksi dan SWC (sidewall core).

2. Analisis batuan inti, analisis well log danseismik, dan analisis data produksi.

TINJAUAN PUSTAKA

GEOLOGI REGIONALCekungan Sumatera Tengah merupakan

cekungan belakang busur (back-arc basin) yangberkembang sepanjang tepi barat dan selatanPaparan Sunda terletak di Barat daya AsiaTenggara. Dalam geologi sejarah cekunganSumatera bagian tengah, Cekungan ini terbentukakibat penunjaman Lempeng Samudera Hindiayang menunjam ke bawah terhadap LempengBenua Eurasia dan bergerak ke arah utara (N 6 E).Cekungan Sumatera Tengah terbentuk pada AwalTersier (Eosen - Oligosen) dan merupakan deretanstruktur half graben yang terpisah oleh block horst.Pada beberapa daerah, half graben ini diisi olehsedimen klastik non marine dan sedimenlacustrine(Eubank dan Makki, 1981; dalamHeidrick dan Aulia, 1993). Geometri dari cekunganini berbentuk asimetri berarah baratlaut tenggara dengan bagian terdalam berada dibaratdaya dan melandai ke arah timurlaut. Produklain yang dihasilkan oleh interaksi kedua lempengtektonik ini adalah unit fisiografi paralel berarahNW berupa busur kepulauan sepanjang muka pantaibaratdaya Sumatera, cekungan muka busur Nias,busur volkanik barisan, cekungan belakang busurdan zona Sesar Sumatera (Sesar Semangko).

Dilihat dari kondisinya, CekunganSumatera Tengah dibatasi oleh Tinggian asahandibagian utara, bagian barat cekungan dibatasi olehPegunungan barisan yang berumur Miosen akhirhingga sekarang merupakan suatu busur vulkanik,Tinggian tigapuluh dibagian selatan, dan Paparansunda disebelah Timur (Gambar 2.1). Strukturdengan arah baratlaut (NW) dan kesatuan topografimerupakan fenomena pada Kenozoikum Akhiryang menghasilkan Busur Asahan dengan arahtimurlaut (NE), Tinggian lampung dan Tinggian

tigapuluh yang berarah timur-timur laut (E-NE).Busur dan Tinggian ini bergabung secara efektifmembagi daratan Sumatera menjadi CekunganSumatera Utara, Cekungan Sumatera Tengah danCekungan Sumatera Selatan.

STRUKTUR GEOLOGI REGIONAL

Sejarah pembentukan cekungan SumatraSelatan terbagi kedalam empat episode tektonik(Heidrick dan Aulia, 1996), yaitu :

1. Episode Tektonik F0Basement Pra-Tersier di Sumatera Tengahterdiri dari lempeng-lempeng benua dansamudera yang berbentuk mosaik. Strukturtersebut terbentuk ketika lempeng-lempeng minor Mergui, Malaka danMutus menjadi satu dan membentuklempeng benua Sunda yang lebih besar.Lempeng - lempeng minor yangmenyusun basement Sumatera Tengahterdiri dari Lempeng Mergui yangtersusun oleh graywacke,Lempeng Malakayang tersusun oleh kuarsit dan filit,Lempeng Mutus yang tersusun oleh ofiolitdan metasedimen serta KelompokTapanuli yang tersusunoleh argilit, sekisdan tuf (Heidrick dan Aulia, 1996).Ada dua struktur utama pada basement.Pertama kelurusan utara selatan yangmerupakan sesar geser (transform/wrenchtectonic) yang berumur Karbon.Tinggian-tingian yang terbentuk selama periodedeformasi pada fase F0 ini adalahTinggianMelibur, Sembilan, Rokan, Mutiara,Kampar, Napuh, Ujung padang,Kubu, danPinang. Kedua, kelurusan berarah utara -selatan dengan arah orientasi 315o + 15o

berumur Trias - Yura.

2. Episode Tektonik F1Terjadi akibat tumbukan Lempeng HindiaterhadapAsia Tenggara pada sekitar 45 Masehingga terbentuk suatu sistem rekahantranstensional yang memanjang ke arahselatan dari Cina bagian selatankeThailand dan Malaysia hingga Sumateradan Kalimantan Selatan (HeidrickdanAulia, 1996). Perekahan inimenyebabkan terbentuknya serangkaianhalf graben di Cekungan SumateraTengah.Half graben ini kemudian menjadidanau tempat terendapkannya sedimen-sedimen dari Kelompok Pematang.Padaakhir episode F1 terjadi peralihan dariperekahan menjadi penurunan cekunganditandai oleh pembalikan struktur yanglemah, denudasi dan pembentukan dataranpeneplain.Hasil dari erosi tersebut berupa

paleosol yang diendapkan di atas FormasiUpperRed Bed.

3. Episode Tektonik F2Berlangsung pada Miosen Awal sampaiMiosenTengah (26-13 jtyl).Pada awalepisode ini atau akhir dari episode F1terbentuk sesar mendatar menganan(dextral fault) yang berarah utara-selatan(Gambar 2.1).Dalam periode ini CekunganSumatera Tengah secara umummengalami transgresi dan sedimen-sedimen dari Kelompok Sihapasdiendapkan.

4. Episode Tektonik F3Dalam episode ini terjadi pembalikanstruktur(structure inversion) akibat gayakompresi (Gambar 2.1). Pada awalepisode ini atau akhir episode F2Cekungan Sumatera Tengah mengalamiregresi dan sedimen-sedimen FormasiPetani mulai diendapkan. Pada episode inijugadiendapkan Formasi Minas secaratidak selaras di atas Formasi Petani.

STRATIGRAFI REGIONALProses sedimentasi di Cekungan Sumatra

tengah dimulai pada awal tersier (Paleogen),mengikuti proses pembentukan cekungan halfgraben yang sudah berlangsung sejak zaman Kapurhingga awal tersier. Batuan dasar merupakan alasdari formasi yang lainnya.

Batuan dasar yang berfungsi sebagailandasan Cekungan Sumatera Tengah terdiri daritiga kelompok batuan yaitu:Mallaca Terrane,Mutus Assemblage, dan Graywacke Terrane(Eubank dan Makki, 1981 dalam Heidrick danAulia, 1993).

1. Quartzite Terrane atau disebut jugaMallaca Terrane terdiri dari kuarsit,batugamping kristalin, sekis dan serpihyang berumur 295 Ma dan 112 122, 150Ma serta diintrusi oleh plutongranodioritik dan granitik yang berumurJura. Kelompok ini dijumpai pada coastalplain yaitu bagian timur dan timur laut.

2. Mutus Assemblage (Kelompok Mutus),merupakan zona suture yang memisahkanantara Quartzite Terrane dan Deep-WaterAssemblage. Kumpulan Mutus ini terletakdi sebelah baratdaya dari coastal plaindan terdiri dari batuan ofiolit dan sedimenlaut dalam.

3. Deep Water Mutus Assemblage ataudisebut Graywacke Terrane, Kelompokini terletak dibagian baratdaya darikelompok Mutus. Kelompok ini tersusun

oleh Graywacke, pebbly mudstone dankuarsit.

Kelompok Pematang diendapkan tidakselaras di atas batuan dasar, kelompok inidiendapkan pada lingkungan danau atau lakustrindan fluvial dengan sedimen yang berasal daritinggian disekelilingnya. Berdasarkan stratigrafinyaFormasi Pematang berumur Paleosen MiosenAwal yang dibagi menjadi tiga Formasi:

Formasi Lower Red Bed terdiri daribatulempung, batulanau, batupasir arkose,konglomerat yang diendapkan pada lingkungandarat dengan sistem pengendapan kipas alluvialdan berubah secara lateral menjadi lingkunganfluviatil dan lakustrin.

Formasi Brown Shale terdiri dari serpihberwarna coklat dan diendapkan pada lingkunganlakustrin dalam sampai lakustrin dangkal. Selainbatulempung, di formasi ini juga terdapat endapan-endapan kipas alluvial dan turbidit.

Formasi Upper Red Bed terdiri darilitologi batupasir, konglomerat dan serpih merahkehijauan yang diendapkan pada lingkunganlakustrin.

Kelompok Sihapas merupakan rangkaianendapan transgresif yang memiliki sifat fisikmenghalus keatas, kelompok ini diendapkan secaratidak selaras diatas Formasi Pematang denganproses sedimentasi transgresi, didominasi olehendapan batupasir dan sisipan serpih serta lapisanbatugamping setempat-setempat pada bagianatasnya. Lingkungan pengendapannya bervariasimulai dari fluvial channel hingga dataran pantai.Kelompok ini berfungsi sebagai reservoar yangbaik, terdiri dari :

a. Formasi Menggala,Merupakan formasi palingtua di Kelompok Sihapas, diperkirakanberumur Miosen Awal. Formasi Menggalaberhubungan tidak selaras dengan FormasiPematang, formasi ini tersusun oleh batupasirkonglomeratan yang berselingan denganbatupasir halus sampai sedang. Diendapkan dilingkungan fluvial channel

b. Formasi Bangko, diperkirakan berumursekitar Miosen Awal. Formasi ini diendapkansecara selaras diatas Formasi Menggala, terdiridari serpih abu-abu bersifat gampingan yangberselingan dengan batupasir halus sampaisedang. Diendapkan pada lingkungan lautterbuka (open marine shelf). Ketebalan formasiini sekitar 50 kaki di bagian timur dan 36 kakidi bagian utara, menebal ke arah barat danselatan menjadi 70 kaki. Batupasir semakintebal ke arah barat dan selatan.

c. Formasi Bekasap, diperkirakan mempunyaikisaran umur pada Miosen Awal. Formasi inidiendapkan secara selaras diatas FormasiBangko, terdiri dari batupasir halus-kasarberselingan dengan serpih tipis, dan kadang-kadang didapat lapisan batubara danbatugamping tipis. Lingkungan pengendapandari estuarin, intertidal, inner neritic sampaimiddle / outer marine (Dr. Ukat Sukanta danDr. Darwin Kadar, 1997). Ketebalan formasiini hampir sama pada setiap bagian yaitu 290sampai 295 kaki. Dominasi batupasirbertambah ke arah barat dan selatan

d. Formasi Duri diendapkan secara selaras diatasFormasi Bekasap, batuannya berupa batupasirhalus sedang dan berselingan dengan serpih.

Formasi Telisa diendapkan secaramenjari dengan formasi dibawahnya, yaitu menjaridengan Formasi Bekasap disebelah barat daya, disebelah timur laut menjari dengan Formasi Duri(Yarmanto dan Aulia, 1998).Di beberapa tempatjuga ditemukan hubungan sejajar dengan formasidibawahnya, diendapkan pada Miosen Awal Miosen Tengah.Lingkungan pengendapan formasiini mulai neritic, sampai non marine (Dr. UkatSukanta dan Dr. Darwin Kadar, 1997). KetebalanFormasi Telisa sekitar 700 kaki di bagian timur dan640 kaki menipis menjadi 570 kaki di bagian baratdan 600 kaki di bagian selatan.

Formasi Petani diendapkan secara tidakselaras diatas Formasi Telisa serta menggambarkanfase regresif dari siklus pengendapan cekunganSumatera Tengah, tersusun dari serpih abu-abukehijauan dengan sisipan batupasir dan lanau,diendapkan pada Miosen Tengah Pleistosen dilingkungan laut pada bagian bawahnya hinggadaerah payau pada bagian atasnya.Formasi inimemiliki ketebalan sekitar 4420 kaki.Penyebaranyatidak dapat diketahui pasti karena keterbatasandata.

Formasi Minas merupakan endapankuarter yang diendapkan tidak selaras di atasformasi petani. Formasi Minas terdiri dari kerikil,pasir dan lempung yang merupakan endapanfluvial-aluvial yang diendapakan dari zamanplistosen hingga kini.

HASIL PENELITIAN

ANALISIS CORE

Analisis core dilakukan untukmendapatkan gambaran lingkungan pengendapanPematang Sand A . Analisis ini dilakukan padasumur 12 dan 13 karena hanya pada sumur tersebut

core di ambil.. Analisa core ini dilakukan dariinterval 4205 - 4265 untuk sumur 12 dan interval4350 - 4410 untuk sumur 13.

Pada sumur 12, secara umum interval inimemperlihatkan pola mengkasar ke atas, dansemakin intensifnya proses bioturbasi,endapanhalus memperlihatkan bahwa lingkungan tersebutberada cukup dalam. Pada interval ini diketahui ada3 lithofacies yang dapat dibedakan yaitu :

Facies A (Dark Grey Claystone) Facies B (Bioturbated Wavy

Lamination Soft Sediment Structure Lenticular Red-Brown Siltstone)

Facies C (Bioturbated Light GreySiltstone)

Pada interval ini memperlihatkanpendalaman semakin ke bawah ,dengan dicirikannya dengan berkurangnya prosesbioturbasi,di dominasi dengan endapan halus, dantidak ada kemunculan struktur sedimen WavyLamination yang memperlihatkan daerah tersebutjauh dari permukaan.Interval ini mempunyaibioturbasi yang di dominasi oleh Mermiaichnofacies dan sedikit Scoyenia Ichnofacies,karena hal tersebut di interpretasikan bahwalingkungan pengendapannya pada Pematang sandA pada sumur 12 ini berada pada LacustrineProdelta.

Pada sumur 13, secara umum interval inimemperlihatkan pola mengkasar ke atas,dengan didominasi litologi Siltstone dan Sandstone. Padainterval ini diketahui ada 4 lithofacies yang dapatdibedakan yaitu :

Facies A (Dark Grey Claystone) Facies B (Bioturbated - Wavy

Lamination Soft Sediment Structure -Red - Brown Siltstone)

Facies D (Bioturbated - Wavy LaminationSoft Sediment structure - Light BrownVery Fine Sandstone)

Facies E (Bioturbated Wavy - CrossLamination Soft Sediment Structure -Light Brown Very Fine Sandstone)

Pada interval ini memperlihatkanlingkungan lebih dangkal di bandingkan sumur 12,dengan di dominasi litologi sandstone dan siltstoneserta berkembangnya struktur sedimen wavylamination dan cross lamination. Interval inimempunyai bioturbasi Scoyenia Ichnofacies,karena hal tersebut di interpretasikan bahwalingkungan pengendapannya pada Pematang sandA pada sumur 13 ini berada pada LacustrineDelta.

KORELASI

Setelah melakukan analisis core, intervalPematang Sand A dikalibrasi kedalamanya pada

log dan dipelajari bentuk dari kurva nya sehinggadapat di korelasikan ke semua sumur yang beradadi daerah penelitian.

Korelasi arah tenggara - utaraPada korelasi arah juruspengendapan datum di tarik dari toppematang Sand A hingga bottomPematang Sand A,pada korelasiarah jurus pengendapan tidak adaperubahan ketebalan yang signifikanpada pematang Sand A.Terlihatjuga pada line seismik yang searahdengan korelasi arah juruspengendapan.

Korelasi arah baratdaya - timurlautPada korelasi arah kemiringanpengendapan datum di tarik dari toppematang Sand A hingga bottomPematang Sand A,pada korelasiarah kemiringan tidak ada perubahanketebalan yang signifikan padapematang Sand A.Terlihat jugapada line seismik yang searahdengan korelasi arah kemiringanpengendapan.

EVALUASI FORMASI

Evaluasi Formasi pada penelitian inihanya dibatasi dari perhitungan Volume Shale(VSH), Porositas Total(PHIT), dan PorositasEfektif (PHIE).

Menentukan Volume Shale (VSH)Dalam menentukan volume shaledigunakan log gamma raydikarenakan shale lebih radioaktifdibandingkan batupasir(George,1982) Rumus yangdigunakan untuk menentukanvolume shale pada penelitian iniberdasarkan (Schlumberger ,1974)atau biasa dikenal VSH linear :

=

.1

GRN = Gamma Ray Normalisasiyang terbaca pada logGRmax = Gamma RayMaksimum/Shale Base LineGRmin = Gammar RayMinimum/Sand Base Line

Nilai dari Gamma ray maksimumdan minimum pada penelitian inidiambil dari Histogram GRN padaInterval Pematang Sand A.Perhitungan Volume Shale sangat

berguna dalam menentukan Cut offNet Reservoir bersama denganPorositas efektif.

Menentukan Porositas TotalPenentuan Porositas Total padapenelitian ini menggunakan 2porositas yang dihitung dari logdensity dan log neutron density.Namun data log neutron densitastidak dapat di gunakan di karenakanadanya anomali padacrossplotnya.Sehingga peneliti hanyamenggunakan data dari log densitas.Dimana hasil porositas total daripersamaan log densitas tersebutdikalibrasi dengan hasil perhitunganporositas pada core yang akandipakai untuk menentukan PorositasEfektif ..

=

.2

RHOB = Densitas yang terbacapada log (Bulk density)f = Densitas Fluida = 1 (FreshMud)PHIT = Porositas Density

Dari hubungan crossplot antaraPHIT densitas dengan VSh,dapat dilihat trend nya mempunya hubunganterbalik,jika nilai PHIT densitasnyabesar makan nilai VSH nya akankecil.

Menetukan Porositas Efektif(PHIE)Untuk menentukan porositas efektifdigunakan rumus dengan persamaanberikut :

= ( )

Dimana pada persamaan tersebutdibutuhkan data PHITS yangmerupakan porositas dari shale.Shale pada dasarnya memilikiporositas tetapi tidak mempunyaipermeabilitas. Oleh karena itu, untukmendapatkan porositas efektif harusmengurangi porositas total padabatuan terhadap jumlah padaporositas shale. Pada penelitian kaliini porositas shale didapatkan padacrossplot antara volume shaledengan porositas total dengan di

tambahnya data core yang palingshale.Dari persamaan tersebut nilai tengahpada kumpulan data core palingshale yang memilik nilai samadengan satu ( Yang paling memilikkarakter Shale) adalah 9% dan rata-rata dari kumpulan volume shaleyang memiliki nilai sama dengansatu adalah 9%. oleh karena itupeneliti menginterpretasikan bahwaporositas shale sama dengan 9%.

Menentukan Cut OffPada penetuan Cut off ini penelitimemasukan data Side Wall Core(SWC) yang di analisis pada log.Berupa Good ,Medium dan Fairlalu dikalibrasi dengan data logdengan membaca nilai VolumeShale dan Porositas Efektifnya. Lalupeneliti memasukan Data Produksiuntuk membuktikan bahwa areapada cut off terbukti menghasilkanminyak.Data Produksi tersebut dikalibrasi dengan data log denganmembaca nilai volume shale danporositas efektifnya.

Karakterisasi FasiesDari data analisis core ,data tersebutdi kalibrasikan nilai PHIE dan VSHuntuk di masukan kedalam Crossplot antara PHIE dan VSH yangberguna untuk mengetahuipersebaran datanya yang bergunauntuk mengetahui litologi apa sajayang bisa menjadi reservoir .

GEOMETRI DAN KUALITAS RESERVOIR

Setelah menetukan cut off danmendapatkan tebal net reservoir thickness

dilakukan lah pemetaan untuk mendapatkangeometri dan kualitas reservoir dimana geometrireservoir dicerminkan oleh Gross Thickness danNet Reservoir Thickness. Kualitas reservoirdicerminkan oleh Peta Porositas Efektif yangdidapatkan dari rata-rata berdasarkan tebal netreservoir di setiap well.

Perhitungan nilai Gross ini hanya pada intervalSand A saja,yaitu dari top dan bottomnya.Dandari peta Gross ini terlihat penebalannya kearahbarat,kearah yang lebih dalam.

Dari peta Net Reservoir tersebut,terlihat trend nyaterbalik dengan peta Gross,terjadi penebalankearah timur, karena semakin ke arah yang lebihdangkal.

Peta porositas akan mengikuti bentukan yang samadengan peta net reservoir di karenakan adanyahubungan,dimana semakin sand maka dia akanmempunyai nilai porositas yang semakin besar.

Berdasarkan hasil dari rata-rata seluruh well ,gross thickness map memiliki rata rata ketebalan321 ft, dan net reservoir thicknes map memilikrata-rata ketebalan 66.5 ft, dengan rata rata PHIE10%.

PENGEMBANGAN LAPANGAN

Hasil dari analisis evaluasi formasi padapenelitian ini di gunakan untuk menentukaninterval yang paling baik untuk di lakukannyaFracturing ,dengan beberapa parameter seperti :

Melihat posisi kedalaman sumur tersebut. Melihat ketebalan net reservoir yang ada

pada sumur tersebut Melihat yang mempunyai kenampakan

minyak pada sumur tersebut

KESIMPULAN

Berdasarkan hasil pengolahan data dan analisispada Pematang Sand A di lapangan X,didapatkan beberapa kesimpulan sebagai berikut :

1. Pematang Sand A diendapkan padaLacustrine Distal Delta to TransitionalProdelta dimana memiliki duakarakterisasi reservoir diantaranya Biowavy laminated Siltstone dan Bio wavylaminated light brown Very FineSandstone.

2. Arah distribusi dari Pematang Sand Aberarah Timur Barat berdasarkan GrossThickness Map dan Net ReservoirThickness Map.

3. Ketebalan rata-rata 321 ft berdasarkanNet Gross Map dan rata rata ketebalan66.5 ft berdasarkan Net Reservoir Map .

4. Berdasarkan hasil analisis evaluasiformasi di dapat nilai Cut off untuk VSH46% dan PHIE 6% ,dengan rata rata PHIE 10 %.

5. Hasil analisis evaluasi formasi di dapatkaninterval perekahan hidrolik yang dimaksudkan oleh peneliti dapatmeningkatkan produksi.

UCAPAN TERIMAKASIH

Puji syukur kepada Tuhan yang Maha Esayang mengizinkan kami menyelesaikan penelitianini.Terimakasih kepada dosen Fakultas TeknikGeologi Universitas Padjadjaran yang telahmembimbing penulis dalam pengerjaan penelitianini.Terima kasih kepada Reybi Waren yang telahmembimbing penulis dalam pengerjaan penelitianini.Terimakasih kepada keluarga HimpunanMahasiswa Geologi (HMG) yang telahmemberikan semangat dalam penyelesaianpenelitian ini.

DAFTAR PUSTAKA

- A.Allen,Philip An John R.Allen.2005.Basin Analysis, Principles and

- Applications. Second edition: Blackwell.Asquith, George with Gibson,Charles.1982. Basic Well Log Analysis

for Geologist.The American Associationof Petroleum Geologist.Tulsa,Oklahoma.

- Boogs,S.Jr.2006, Princples ofsedimentology and stratigraphy FourthEdition.United States of America :Pearson Prentice Hall.

- Buatois,Luis A .and Gabriela Mangano,M., 1997. Trace Fossil Analysisof Lacustrine and Basins.Elsevier.

- De Coster, G.L.1974.The Geology ofCentral and South Sumatra Basin.Proceeding Indonesian PetroleumAssociation:Third Annual Convention.

- Dong et al.,2011.Depositional Systemsand Sequence Architecture of TheOligoceneDongying Formation,LiaozhongDepression ,Bohai BayBasin ,Northeast China.AmericanAssociation of Petroleum geologist Vol.95no 9,pp1475-1493.

- Eubank,R.T ., Makki, AC., 1981 .Structural Geology of The CentralSumatraBack-Arc Basin. Indonesian PetroleumAssociation, Proceeding 10th AnnualConvention, Jakarta , Vol .1,p.153-196.

- Heidrick, T.L., Aulia,K., 1993.AStructural and Tectonic Model Of theCoastalPlain Block, Central Sumatra Basin,Indonesia.Indonesia petroleumAssosiation,Proceeding 22th Annual Convention,Jakarta, Vol.1,p.285-316.

- Koesoemadinata, R.P.1978.GeologiMinyak dan Gas Bumi ,Bandung : InstitutTeknologi Bandung.

- Nichols,Gary.2009.Sedimentology andStratigraphy : Second Edition , Willey &Blackwell,West Sussex, UK.

- Serra,O&L.,2003, Well Logging andGeology : Serra log.

- Williams,H.H and Eubank,R.T.,1995.Hydrocarbon Habitat in The Rift Grabenof The Central SumatraBasin,Indonesia.Geological SocietySpecial Publication No.80,pp.331-337.

Gambar 1.Peta Fisiografi Cekungan (kiri), Peta Struktur Kunci Cekungan

Sumatra Selatan (Ginger & Fielding, 2005)

Gambar 4.1 log litologi dan hasil deskripsi sumur 12

Gambar 4.2 log litologi dan hasil deskripsi sumur 13

Gambar 4.4 Penampang Model

Gambar 4.5 Model lacustrine

Gambar 4.7 Korelasi Sumuran arah Utara - Tenggara

Gambar 4.9 Korelasi Sumuran arah Baratdaya - Timurlaut

MFS

N SE

Gambar 4.12 Crossplot antara PHIT densitasdengan VSH

Gambar 4.13 Crossplot Antara Porositas Total dengan Volume Shaleuntuk Mendapatkan Porositas Shale

Gambar 4.14 Cut off terbaru berdasarkan data SWC

Gambar 4.15 Cut off terbaru berdasarkan data produksi

dengan log

Gambar 4.17 Kenampakan Fasies dari Core

Gambar 4.16 Karakteristik Fasies berdasarkan core dan di kalibrasi

Gambar 4.19 Gross Thickness Map

Gambar 4.20 Net Reservoir Thickness Map

Gambar 4.21 PHIE Map

Gambar 4.22 posisi sumur serta ketebalan lapisan