PENENTUAN ZONA PROSPEK HIDROKARBON PADA FORMASILOWER TALANG AKAR BERDASARKAN DATA WIRELINE LOG

DILAPANGAN BCT-1, BCT-2, BCT-3, BCT-S1, dan BCT-S2,CEKUNGAN SUMATERA SELATAN

(Skripsi)

Oleh

Bethania Claudya Tiberias Sinaga

KEMENTRIAN RISET, TEKNOLOGI DAN PENDIDIKAN TINGGIJURUSAN TEKNIK GEOFISIKA

FAKULTAS TEKNIKUNIVERSITAS LAMPUNG

2018

ABSTRAK

PENENTUN ZONA PROSPEK HIDROKARBON PADA FORMASILOWER TALANG AKAR BERDASARKAN WIRELINE LOGDILAPANGAN BCT-1, BCT-2, BCT-3, BCT-S1 DAN BCT-S2,

CEKUNGAN SUMATERA SELATAN

Oleh

Bethania Claudya Tiberias Sinaga

Pada suatu pemboran eksplorasi, tahapan yang sangat penting adalah menganalisakejenuhan fluida pada reservoar. Perkembangan teknologi eksplorasi khususnyateknologi logging serta kondisi reservoar yang beragam mempengaruhi konseppenentuan saturasi air dari waktu ke waktu. Menentukan properti petrofisikasebagai langkah melakukan karakterisasi data sumur yakni menentukan volumeshale menggunakan metode gamma ray indeks, menentukan resistivitas airmenggunakan metode picket plot, menentukan porositas menggunakan korelasilog density & neutron, dan untuk menentukan saturasi air menggunakan metodearchie dan simandoux. Sistem fluida yang ada pada suatu reservoar biasanya multifasa (air dan hidrokarbon). Saturasi hidrokarbon (minyak atau gas bumi) dapatdiketahui dengan terlebih dahulu menghitung saturasi airnya, dengan demikianpenentuan nilai saturasi air (Sw = water saturation) menjadi kunci untukmengetahui suatu interval reservoar apakah dominan mengandung air atauhidrokarbon. Berdasarkan analisis 5 data sumur “BCT” memiliki fluida berupagas, minyak dan air. Reservoir produktif pada formasi LTAF sumur BCT-S2dengan vshale 17,62% Phie 23,07% dan Sw 42,87% .

Kata kunci : Logging, Porosity, Water Saturation

ABSTRACT

PREVENTION OF HYDROCARBON PROSPECT ZONE IN“TALANG AKAR BAWAH” FORMATION BASED ON

WIRELINE LOG OF BCT-1, BCT-2, BCT-3, BCT-S1 ANDBCT-S2, SOUTH SUMATERA BASIN

By

Bethania Claudya Tiberias Sinaga

In an exploratory drilling, a very important step is to analyze the saturation of thefluid in the reservoir. The development of exploration technology, especiallylogging technology and various reservoir conditions affect the concept of watersaturation determination over time. Determining the petrophysical property as astep to characterize the well data ie determining the shale volume using thegamma ray index method, determining the water resistivity using picket plotmethod, determining porosity using log density & neutron correlation, and fordetermining water saturation using Archie and Simandoux methods. The fluidsystem present in a reservoir is usually multi-phase (water and hydrocarbon).The hydrocarbon saturation (oil or gas) can be determined by first calculating thewater saturation, thereby determining the saturation value of the water (Sw =water saturation) as the key to know a reservoir interval whether the dominantcontains water or hydrocarbons. Based on the analysis of 5 well data "BCT" hasa fluid of gas, oil, and water. Productive reservoir in LTAF well formation BCT-S2 with vshale 17,62% Phie 23,07% and Sw 42,87%.

Keywords: Logging, Porosity, Water Saturation

PENENTUAN ZONA PROSPEK HIDROKARBON PADA FORMASILOWER TALANG AKAR BERDASARKAN DATA WIRELINE LOG

DILAPANGAN BCT-1, BCT-2, BCT-3, BCT-S1, dan BCT-S2,CEKUNGAN SUMATERA SELATAN

Oleh

Bethania Claudya Tiberias Sinaga

Skripsi

Sebagai Salah Satu Syarat untuk Mencapai GelarSARJANA TEKNIK

Pada

Jurusan Teknik GeofisikaFakultas Teknik Universitas Lampung

KEMENTRIAN RISET, TEKNOLOGI DAN PENDIDIKAN TINGGIJURUSAN TEKNIK GEOFISIKA

FAKULTAS TEKNIKUNIVERSITAS LAMPUNG

2018

RIWAYAT HIDUP

Bethania Claudya Sinaga dilahirkan di Jakarta, pada

tanggal 3 April 1994 dari pasangan Bapak Juang

Sinaga dan Ibu Tina Agustina Panjaitan. Penulis

menempuh pendidikan formalnya dari Taman Kanak-

kanak (TK) Mardi Yuana Cilegon, yang diselesaikan

pada tahun 2000, Sekolah Dasar (SD) Mardi Yuana

pada tahun 2006, Sekolah Menengah Pertama (SMP)

diselesaikan di SMP Mardi Yuana Cilegon Besar pada tahun 2009, dan Sekolah

Menengah Atas (SMA) yang diselesaikan di SMAN 1 KOTA SERANG pada

tahun 2012. Tahun 2012, penulis terdaftar sebagai mahasiswa Jurusan Teknik

Geofisika Universitas Lampung. Selama menjadi mahasiswa, penulis ikut aktif di

beberapa Unit Kegiatan Kemahasiswaan, Keilmuaan dan Kerohanian. Di bidang

Kemahasiswaan, seperti HIMA TG BHUWANA sebagai anggota bidang Sosial

Budaya Masyarakat masa bakti 2013-2014, pada 2013-2014 penulis tercatat

sebagai anggota SEG SC Universitas Lampung. Pada periode 2012-2013 tercatat

anggota Himpunan Mahasiswa Geofisika Indonesia (HMGI) Regional Sumatera.

dan tahun 2016 sebagai koordinator Festival GWES 2016. Pada tahun 2015

penulis melakukan Kuliah Kerja Nyata pada desa Pagar Jaya, Kecamatan

Lambu Kibang , Kabupaten Tulang Bawang Barat. Dalam pengaplikasian ilmu di

bidang geofisika penulis juga telah melaksanakan Praktik Kerja Lapangan (PKL)

di Eksplorasi PPPTMGB “LEMIGAS” Cipulir, Jakarta Selatan, pada bulan

Februari - Maret 2016 yang berjudul “Pengolahan Data Seismik Menggunakan

Software Promax Untuk Mengetahui Migrasi Pada Teluk Bone” dan

melaksanakan Internship Program pada bulan Maret hingga Juli 2017 , Penulis

melakukan penelitian Tugas Akhir di departemen exploration PetroChina

International Companies (Jabung Ltd.), Kuningan Jakarta Selatan, hingga penulis

berhasil menyelesaikan pendidikan sarjananya pada tanggal 25 Januari 2018

dengan judul skripsi “Penentuan Zona Prospek Hirdokarbon Pada Formasi

Lower Talang Akar berdasarkan wireline log di lapangan BCT-1, BCT-2,

BCT-3, BCT-S1, BCT-S2 Cekungan Sumatera Selatan”.

MOTTO HIDUP :

TUTUP TELINGA, TIDAK KASIH AMPUN, DAN MENANG

BERDOA, BEKERJA, DAN BERSERAH KEPADA-NYA

Proverbs 1:7The fear of the LORD is the beginning of knowledge, but fools

despise wisdom and discipline. (NIV)

Filipi 4:13Segala perkara dapat kutanggung di dalam Dia yang

memberi kekuatan kepadaku.

Yesaya 41: 10

“Janganlah Takut Sebab Aku Menyertai Engkau, JanganlahBimbang Sebab Aku ini Allah-Mu; Aku Akan Meneguhkan

Bahkan Akan Menolong Engkau; Aku Akan MemegangEngkau Dengan Tangan Kanan-Ku Yang Membawa

Kemenangan”

PERSEMBAHAN

Aku persembahkan karyaku ini untuk:

Tuhan Yesus Kristus

Untuk Orangtua terbaik

Juang Sinaga&

Tina A. Panjaitan

AbangkuBatara Sakti Sinaga

KakakuGlory Donda Monica Sinaga

AdikkuMikhael Raja T. Sinaga

danUrbi Orbi Ekklezia Sinaga

KATA PENGANTAR

Puji syukur senantiasa saya haturkan kehadirat Tuhan Yesus Kristus yang

telah memberikan nikmat dan kesempatan sehingga penulis dapat menyelesaikan

skripsi ini tepat pada waktunya.

Skripsi ini mengangkat judul “Penentuan Zona Prospek Hidrokarbon pada

Formasi Lower Talang Akar berdasarkan data Wireline Log di Lapangan BCT-1,

BCT-2, BCT-3, BCT-S1 dan BCT-S2. Skripsi ini merupakan hasil dari Tugas

Akhir yang penulis laksanakan di PetroChina International Jabung Ltd.

Penulis berharap semoga skripsi ini dapat memberikan manfaat bagi

pembaca dan bermanfaat guna pembaruan ilmu di masa yang akan datang. Penulis

sadar pada skripsi ini masih banyak kesalahan dan jauh dari kata sempurna, untuk

itu jika ditemukan kesalahan pada penulisan skripsi ini, kiranya dapat

memberikan saran maupun kritik pada penulis. Demikianlah kata pengantar yang

dapat penulis sampaikan, apabila ada salah kata saya mohon maaf.

Penulis

Bethania Claudya T. Sinaga

SANWACANA

Syukur kepada Yesus, hanya karena kasih karunia Tuhan (Grace Alone) – Eben

Heazer, serta pemberian hikmat dan pertolongan-Nya, sehingga penulis dapat

menyelesaikan skripsi yang berjudul “Penentuan Zona Prospek Hidrokarbon

Pada Formasi Lower Talang Akar Berdasarkan Wireline Log di Lapangan

BCT-1 BCT-2 BCT-3 BCT-S1 dan BCT-S2 Cekungan Sumatera Selatan.”

Banyak pihak yang telah terlibat dan memberikan kontribusi ilmiah, spirual, dan

informasi baik secara langsung maupun tidak langsung hingga penyelesaian

skripsi ini. Pada kesempatan kali ini Penulis menyampaikan terimakasih kepada :

1. Tuhan Yesus Kristus;

2. Ayahanda tercinta Juang Sinaga dan Ibunda Tina Agustina Panjaitan, yang

tak henti-hentinya mendidik, berdoa, dan mendukung penulis dalam segala

hal terutama dalam pendidikan.

3. Abang, Kakak dan Adikku terkasih Batara Sakti Sinaga, Glory Donda

Monica, Mikhael Raja. T Sinaga, dan Urbi Orbi Ekklezia Sinaga yang

telah banyak memberikan doa, dukungan dan semangat;

4. Bapak Dr. Ordas Dewanto, S.Si., M.Si., selaku Pembimbing I Skripsi,

Terimakasih atas saran, dukungan, serta masukkan yang diberikan;

5. Bapak Dr. Nandi Haerudin, S.Si., M.Si., selaku Pembimbing II Skripsi,

Terimakasih atas saran, serta bimbingan yang diberikan;

6. Bapak Karyanto, S.Si., M.T., selaku Pembahas Skripsi, Terimakasih atas

saran, dukungan, serta masukkan yang diberikan;

7. Bapak Andri Syafriya dan Bapak Bairry selaku pembimbing selama

melaksanakan penelitian Tugas Akhir di PetroChina International Jabung

Ltd.

8. Ka Anggi, Ka Nina, Ka Sasa, Ka Maya, Ka Fifi, Ka Gege, Teh Lia, Ka

Bella, Ka Devi, Mas Ridwan, Ka Adit, Mas Indra, Mas Rifki dan seluruh

staff karyawan PetroChina International Jabung Ltd. Terima kasih atas

bimbingan, pengalaman, dan arahannya selama Tugas Akhir

9. Dosen-Dosen Jurusan Teknik Geofisika Universitas Lampung; Bapak

Prof. Suharno, M.Sc., Ph.D., Bapak Bagus Sapto Mulyatno, S.Si., M.T.,

Bapak Dr. Muh. Sarkowi, S.Si., M.Si., Bapak Dr. Ahmad Zainudin, S.Si.,

M.Si., Bapak Dr. Nandi Haerudin, S.Si., M.Si.,Bapak Dr. Ordas Dewanto,

S.Si., M.Si., Bapak Syamsurijal Rasimeng, S.Si., M.Si., Bapak Karyanto,

S.Si., M.T., Bapak Rahmat Catur Wibowo, M.Eng., Bapak Gede Boy.,

M.Eng., yang telah memberikan ilmu dan motivasi kepada penulis untuk

selalu menjadi lebih baik selama menempuh pendidikan di Jurusan Teknik

Geofisika Universitas Lampung;

10. Mr. Brian Russell (Vice President-CGG GeoSoftware) yang sudah

memberikan waktunya untuk berdiskusi kepada penulis.

11. Teman-Teman seperjuangan Teknik Geofisika angkatan 2012, Resti, Jay,

Dila, Bella, Medi, Niar, Lita, Gita, Vivi, Elen, Vee, Andin, Nana, Azis,

Irwan, Dimas suendra, Aldo, Kevin, Ghifari, Edo, Esha, Hilman,

Dimastya, jordy, arianto, legowo, bari, virgi, ferry, carta, made, agus,

rival,soulthan, Dedi A, Anta, Beni, Ryan, Kukuh, Andre, Sigit.

Terimakasih untuk setiap cerita, canda dan tawa dari kalian semua selama

di kampus. LOVE Y’ALL.

12. Teman yang ikut membantu dan mengajar dalam skripsi ini Made

Djanana Paramaaparadjita, Bang Leo Rivandi dan Bang Fernando

Sialagan.

13. Tirta Anom yang selalu mendukung dan menemani selama pembuatan

skripsi ini.

14. Sahabat-sahabat tersayang Dian, Sinta, Nadya, Rigel, Milda, Ebot, Amel,

Jogi, Fauzan Tamsil, Sarah, Jessica, Icha, Depoy, Ajeng, Lerryn, Ella,

Alda, Scenda, Bebe, Rani, Dilla, Andi Sinaga, Vicho, Ramzy, Dion, Wuri,

Windi, Nanda, Fidel, Ka Aji, Bang Nando, Ka Ade, Ka Tanjung, dan Ka

Bima yang selama ini memberi semangat, berbagi cerita dan tawa.

15. Rekan seperjuangan Tugas Akhir di PetroChina Seno, Izy, Wawa, Dias

yang saling bertukar informasi dan ilmunya selama melaksanakan Tuags

Akhir.

16. Kakak dan adik tingkat keluarga besar Teknik Geofisika Universitas

Lampung.

17. Teman-Teman Forum Komunikasi Mahasiswa Kristiani Fakultas Teknik

(FKMK-FT) Universitas Lampung.

18. Serta semua pihak yang telah membantu dalam penyelesaian Skripsi ini.

Semoga Tuhan membalas semua bantuan dari semua pihak dengan sebaik-

baiknya. Penulis menyadari bahwa masih banyak kekurangan dalam penulisan

Skripsi ini. Oleh karena itu, penulis mengharapkan kritik dan saran yang

membangun demi perbaikan mendatang. Penulis juga berharap Skripsi ini

membawa manfaat bagi kita semua.

Bandar lampung, 25 Januari 2018

Penulis,

Bethania Claudya Tiberias

DAFTAR ISI

Halaman

ABSTRACT.............................................................................................................i

ABSTRAK..............................................................................................................ii

HALAMAN JUDUL.............................................................................................iii

HALAMAN PERSETUJUAN.............................................................................iv

HALAMAN PENGESAHAN................................................................................v

HALAMAN PERNYATAAN...............................................................................vi

RIWAYAT HIDUP..............................................................................................vii

HALAMAN PERSEMBAHAN...........................................................................ix

KATA PENGANTAR...........................................................................................x

SANWACANA......................................................................................................xi

DAFTAR ISI.........................................................................................................xv

DAFTAR GAMBAR..........................................................................................xvii

DAFTAR TABEL.................................................................................................xx

I. PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang...............................................................................................1

1.2 Tujuan Penelitian...........................................................................................2

1.3 Batasan Masalah............................................................................................2

II. TINJAUAN PUSTAKA

2.1 Geologi Regional Penelitian..........................................................................3

2.2 Stratigrafi Daerah Penelitian.........................................................................4

2.3 Struktur Regional Penelitian........................................................................13

2.4 Sistem Petroleum Cekungan Sumatera Selatan...........................................14

III. TEORI DASAR

3.1 Jenis-Jenis Logging.....................................................................................17

3.2 Interpretasi Logging....................................................................................36

3.3 Analisis Logging.........................................................................................37

IV. METODOLOGI PENELITIAN

4.1 Waktu dan Tempat Penelitian.....................................................................41

4.2 Jadwal Penelitian.........................................................................................42

4.3 Alat-alat yang digunakan............................................................................42

4.4 Diagram Alir Penelitian...............................................................................42

4.5 Pengolahan Data..........................................................................................44

4.6 Tahapan Pengolahan....................................................................................44

V. HASIL DAN PEMBAHASAN

5.1 Analisis Log kualitatif.................................................................................55

5.2 Analisis log kuantitatif................................................................................62

5.2.1 Volume Lempung (Vclay)........................................................................62

5.2.2 Porositas dan Saturasi Air.........................................................................63

VI. KESIMPULAN

DAFTAR PUSTAKA

DAFTAR GAMBAR

Halaman

Gambar 1. Lokasi Cekungan Sumatera Selatan.....................................................4

Gambar 2. Stratigrafi Cekungan Sumatera Selatan..............................................13

Gambar 3. Skematis dari Gejala SP pada Formasi denganResistivity Tinggi ....................................................................... .......21

Gambar 4. Kurva Resistivity Log................................................................. .......22

Gambar 5. Skema Rangkaian Dasar Normal Log................................................24

Gambar 6. Skema Rangkaian Dasar Lateral.........................................................25

Gambar 7. Skema Alat Laterolog.........................................................................27

Gambar 8. Respon Gamma Ray pada Suatu Formasi .........................................30

Gambar 9. Respon log densitas terhadap beberapa jenis batuan..........................30

Gambar 10. Skema Rangkaian Dasar Density Log..............................................32

Gambar 11. Skema Peralatan Dasar Caliper Log.................................................37

Gambar 12. Diagram Alir.....................................................................................43

Gambar 13. Project Apps.....................................................................................45

Gambar 14. Vshale Calculations..........................................................................46

Gambar 15. Vshale from Gamma Ray.................................................................46

Gambar 16. Tampilan Vshale from Gamma Ray................................................47

Gambar 17. Existing Vshale.................................................................................48

Gambar 18. Select New Vshale............................................................................49

Gambar 19. Rw Calculation.................................................................................49

Gambar 20.Calculate Rwa....................................................................................50

Gambar 21. Calculate Appearent Rw...................................................................50

Gambar 22. Calculate appearent Rw Log Versus Point.......................................51

Gambar 23. Calculate Appearent (RW)...............................................................52

Gambar 24. Calculate appearent (RW)................................................................52

Gambar 25. Sub-menu Petrophysical Analisys.....................................................53

Gambar 26. Petrophysical Analisys......................................................................53

Gambar 27. Petrophysical Analisys Result..........................................................54

Gambar 28. Triple Combo sumur BCT-1.............................................................56

Gambar 29. Triple Combo sumur BCT-2.............................................................57

Gambar 30. Penentuan daerah water bearing sumur BCT-S2.............................58

Gambar 31. Penentuan resistivitas air Picket plot pada sumur BCT-S2..............58

Gambar 32. Penentuan resistivitas air pada sumur BCT-2 (IP)...........................59

Gambar 33. Penentuan resistivitas air sumur BCT-1 (IP)....................................60

Gambar 34. Plot kurva interpretasi kandungan sumur BCT-1 (IP)......................63

Gambar 35. Plot kurva interpretasi kandungan sumur BCT-2 (IP)......................64

Gambar 36. Penentuan saturasi air pada sumur BCT-S2 (GS Software).............65

Gambar 37. Penentuan saturasi air pada sumur BCT-1 (GS Software)...............66

Gambar 38. Penentuan saturasi air pada sumur BCT-1 (IP software)..................67

Gambar 39. Water Saturation BCT-3...................................................................68

Gambar 40. Water Saturation BCT-S1................................................................69

Gambar 41. Water Saturation BCT-2 (Interactive Petrophysic Software)..........70

Gambar 42. Penentuan saturasi air pada sumur BCT-1 (IP Software).................71

Gambar 43. Nilai cutoff BCT-1............................................................................72

Gambar 44. Nilai cutoff BCT-2............................................................................73

Gambar 45. Cutoff 2D volume shale....................................................................74

Gambar 46. Cutoff 3D volume shale....................................................................74

Gambar 47. Cutoff Porositas 2D..........................................................................75

Gambar 48. Cutoff Porositas 3D..........................................................................76

Gambar 49. Cutoff Saturasi Air 2D......................................................................77

Gambar 50.Cutoff Saturasi Air 3D......................................................................77

Gambar 51. Cutoff Net Pay 2D............................................................................78

Gambar 52. Cutoff Net Pay 3D............................................................................78

DAFTAR TABEL

Halaman

Tabel 1. Harga Densitas Matriks Batuan...............................................................37

Tabel 2. Transite Time Matriks untuk Jenis Batuan..............................................38

Tabel 3. Jadwal Penelitian.....................................................................................46

Tabel 4. Kandungan Vshale pada sumur BCT-1, BCT-2, BCT-3, BCT-S1, dan

BCT-S2...................................................................................................56

2

BAB I. PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang

Meningkatnya pertumbuhan industri akan sumber energi dan semakin

berkurangnya cadangan minyak bumi yang tersedia, telah mendorong perusahaan

minyak dan gas untuk menemukan cadangan baru ataupun mengelola sumur-

sumur tua (brown pits) untuk menjaga kesetaraan supply and demand.

Langkah eksplorasi minyak dan gas bumi (migas) saat ini menjadi semakin

kompleks, mulai dari kajian awal geologi dalam skala regional hingga kajian rinci

skala mikro berdasarkan data well-log (sumurbor) dalam upaya mengungkap

kondisi rinci dari sebuah petroleum system yang ditemukan.

Well Logging merupakan metode pengukuran parameter-parameter fisika,

dalam lubang bor, yang bervariasi terhadap kedalaman sumur. Hasil analisis data

log sumur dapat digunakan untuk mengetahui karakteristik reservoir (segi

porositas, saturasi air, dan permeabiltas) yang digunakan antara lain untuk

menentukan arah eksplorasi dan produksi selanjutnya.

Penelitian geologi dan seismik mungkin mampu memberikan dugaan potensi

hidrokarbon di bawah tanah, akan tetapi sampai saat ini belum ada satu solusi

nyata selain melakukan penggalian lubang sumur serta mengadakan serangkaian

pengukuran didalam sumur dan evaluasi data hasil rekaman. Sehingga untuk

2

Mengetahui keberadaan hidrokarbon beserta karakteristik reservoar

dibutuhkan suatu metode yang tepat, dalam hal ini penulis mengambil judul

penentuan zona prospek hidrokarbon pada Formasi Talang Akar bawah

berdasarkan wireline log di Cekungan Sumatera Selatan.

1.2 Tujuan Penelitian

Adapun tujuan dari penelitian ini yaitu sebagai berikut:

1. Menentukan daerah produktif berdasarkan analisis kualitatif

2. Karakterisasi reservoar berdasarkan analisis kualitatif dan kuantitatif

(Vshale, porositas, Saturasi air).

3. Menentukan zona prospek hidrokarbon pada Formasi Talang Akar Bawah.

1.3 Batasan Masalah

Metoda well logging merupakan metoda yang digunakan dalam eksplorasi,

eksploitasi, monitoring dari penentuan sifat fisik batuan suatu formasi yaitu

interpretasi data rekaman log (Log Interpretation) di lapangan.

Batasan permasalahan yang akan dilakukan pada penelitian ini adalah analisis

data well log dan petrofisika untuk potensi hidrokarbon dari suatu reservoar.

3

BAB II. TINJAUAN PUSTAKA

2.1. Geologi Regional Daerah Penelitian

2.1.1 Cekungan Sumatra Selatan

Cekungan Sumatra Selatan berjenis cekungan belakang busur berarah barat

laut-tenggara yang dibatasi oleh Pegunungan Barisan dan Sesar Semangko di

sebelah barat daya, dan batuan Pra-Tersier Paparan Sunda di sebelah timurlaut,

Pegunungan Duabelas dan Pegunungan Tigapuluh di sebelah barat laut yang

memisahkan cekungan Sumatra Selatan dengan Cekungan Sumatra Tengah, serta

Tinggian Lampung di sebelah tenggara yang memisahkan Cekungan Sumatra

Selatan dengan Cekungan Sunda. Cekungan Sumatra Selatan berumur Tersier

yang terbentuk sebagai akibat adanya interaksi antara Paparan Sunda (sebagai

bagian dari lempeng kontinen Asia) dan lempeng Samudera Hindia.Lokasi

Cekungan Sumatra Selatan dapat dilihat di Gambar 1.

Cekungan Sumatra Selatan dibagi menjadi tiga bagian, yaitu Sub-cekungan

Jambi diutara, Sub-cekungan Palembang Tengah, dan Sub-cekungan Palembang

Selatan.Terdapat tiga antiklinorium utama di Sumatra selatan yaitu, Antiklinorium

Muaraenim, Antiklinorium Pendopo Bekanat, dan Antiklinorium Palembang.

4

Gambar 1. Lokasi Cekungan Sumatera Selatan (Ginger dan Fielding, 2005)

2.2 Stratigrafi Regional Penelitian

Pulau Sumatra memiliki orientasi baratlaut-tenggara yang terbentang pada

ekstensi Lempeng benua Eurasia dan merupakan jalur konvergensi antara

Lempeng Hindia-Australia yang menyusup di sebelah barat Lempeng

Sundaland/Lempeng Eurasia. Konvergensi lempeng menghasilkan subduksi

sepanjang palung sunda dan pergerakan lateral menganan dari sistem sesar

Sumatra.

5

Subduksi dari Lempeng Hindia-Australia dengan Lempeng Asia pada

masa palogen diperkirakan telah menyebabkan rotasi Lempeng Asia, termasuk

Sumatra, searah jarum jam. Perubahan posisi Sumatra yang sebelumnya berarah

barat-timur menjadi baratlaut - tenggara yang dimulai pada Eosen atau Oligosen,

mengindikasikan meningkatnya pergerakan sesar mendatar Sumatra seiring

dengan rotasi.Subduksi bersudut dan pengaruh sistem mendatar Sumatra

membentuk kompleksitas rezim tegangan dan pola regangan di Sumatra.Pulau

Sumatra diinterpretasikan dibentuk oleh tumbukan dari mikrokontinen di akhir

Pra-Tersier (Pulunggono, 1984).

Cekungan Sumatra selatan terbentuk selama Tersier Awal (Eosen-

Oligoses) ketika rangkaian berkembang sebagai reaksi sistem penunjaman

menyudut antara Lempeng Samudra Hindia di bawah Lempeng Benua

Asia.Telahterjadi tiga episode orogenesa yang membentuk kerangka struktur

daerah cekungan Sumatra selatan yaitu orogenesa mesozoikum tengah, tektonik

kapur akhir-tersier awal dan orogenesa plio-pleistosen.

Pertama, endapan-endapan paleozoikum dan mesozoikum termetamorfosa,

terlipat dan terpatahkan menjadi bongkah struktur dan diintrusi oleh batolit

granit serta telah membentuk pola dasar struktur cekungan.

Kedua, pada kapur akhir berupa fase ekstensi menghasilkan gerak-gerak

tensional yang membentuk terban dan sembul dengan arah umum utara-selatan.

Dikombinasikan dengan hasil orogenesa mesozoikum dan hasil pelapukan

batuan-batuan Pra-Tersier, gerak-gerak tensional ini membentuk struktur tua

yang mengontrol pembentukan Formasi Pra-Talang Akar.

6

Ketiga, berupa fase kompresi pada Plio Pleistosen yang menyebabkan pola

pengendapan berubah menjadi regresi dan berperan dalam pembentukan

struktur perlipatan dan sesar sehingga membentuk konfigurasi geologi saat ini.

Pada periode tektonik ini juga terjadi pengangkatan pegunungan bukit barisan

yang menghasilkan sesar mendatar semangko yang berkembang sepanjang

pegunungan bukit barisan. Pergerakan horizontal yang terjadi mulai pleistosen

awal sampai sekarang mempengaruhi kondisi cekungan Sumatra selatan dan

cekungan Sumatra tengah sehingga sesar-sesar yang baru terbentuk di daerah

ini mempunyai perkembangan hampir sejajar dengan sesar semangko. Akibat

pergerakan horizontal ini, orogenesa yang terjadi pada plio-pleistosen

menghasilkan lipatan yang berarah baratlaut-tenggara, tetapi sesar yang

terbentuk berarah timurlaut-barat daya dan barat laut-tenggara.

Pada cekungan Sumatra selatan dapat diamati adanya tiga pola sesar utama,

yaitu baratlaut-tenggara, utara-selatan, dan timurlaut-baratdaya, yang terekam

sebagai data geofisika (seismik dan gayaberat) dan dari hasil korelasi

pemboran(Pulunggono, 1983). Sesar barat laut-tenggara merupakan sesar yang

dominan, dengan sesar utama merupakan bagian dari lajur sesar besar

Sumatra.Di permukaan, sesar ini menunjukan gerakan mendatar menganan,

sedangkan di bawah permukaan menunjukan gejala sesar terbalik. Sesar ini

menjadi pengontrol geometri perkembangan cekungan sedimen tersier.Sesar

timurlaut-barat daya sebagai pasangan dari sistem sesar baratlaut-tenggara pada

tersier awal.Pertemuan sesar menganan baratlaut-tenggara yang terpotong oleh

sesar timurlaut-baratdaya merupakan subjek terjadinya sesar normal dan

7

membentuk cekungan tarik-pisah.Sesar utara-selatan memiliki pola kompleks

dan kelurusan-kelurusan sejajar yang terletak dekat dengan laju sesar Sumatra

yang diduga merupakan struktur sekunder dari sistem sesar besar

tersebut.Kelurusan-kelurusan yang terlihat dari foto udara memberikan dugaan

bahwa sesar-sesar semacam ini tidak mungkin berasal dari satu kondisi

tekanan.Pola besar baratlaut-tenggara yang tegak lurus dengan sesar berarah

timurlaut-barat daya berperan sebagai kontrol sebaran hidrokarbon dan bentuk

cekungan di Sumatra Selatan.

Sedimentasi yang terjadi dicekungan Sumatra selatan berlangsung pada dua fase

(Jakson, 1961), yaitu :

Fase transgresi, pada fase ini diendapkan kelompok telisa, yang terdiri dari

Formasi Lahat, Formasi Talangakar, Formasi Baturaja, dan Formasi

Gumai. Kelompok telisa ini diendapkan secara tidak selaras di atas batuan

Pra-Tersier.

Fase regresi, pada fase ini dihasilkan endapan dari kelompok Palembang

yang terdiri dari Formasi Airbenakat, Formasi Muaraenim, dan Formasi

Kasai. Batuan yang menjadi dasar cekungan diduga terdiri atas batuan

malihan dan batuan beku yang berumur mesozoikum

Tatanan stratigrafi yang terdapat di sub-cekungan jambi terdiri beberapa

formasi yang diendapkan. Secara berurutan dari tua ke muda adalah formasi lahat,

Formasi Talangakar Bawah, Formasi Talangakar Atas, Formasi Baturaja, Formasi

Gumai, Formasi Airbenakat, Formasi Muaraenim, Formasi Kasai dan

EndapanKuarter.

8

a. Batuan Pra-tersier

Batuan pra-tersier sebagai batuan dasar di cekungan Sumatra selatan

tersingkap di Pegunungan Barisan, Pegunugan Tigapuluh, Pegunungan Dua belas,

dan kepulauan di sebelah timur Sumatra. Batuan pra-tersier tersusun atas granit,

kuarsit, batugamping, serpih, metasediment, filit, sekis, andesit, dan batu basalt

dengan umur antara paleozoikum akhir hingga mesozoikum akhir (Salim, dkk

1995).

Formasi saling tersusun atas breksi volkanik, tuff, aliran lava basaltik-

andesitik, dan batugamping terumbu.Formasi lingsing tersusun atas lapisan tipis

serpih atau sabak, dengan sedikit sisipan andesitic-basaltik, rijang radiolarian,

batugamping foraminifera.Kedua unit formasi ini diterbos oleh granodiorit

berumur kapur akhir atau tersier awal (Darman dan Sidi, 2000).

b. Formasi Lahat

Formasi lahat diendapkan pada siklus transgresi dengan endapan bertipe

klastik, di antaranya adalah endapan kipas alluvial, endapan sungai teranyam, dan

endapan delta sampai laut dangkal.Secara umum, endapan eosen-oligosen awal

tersusun atas batupasir halus-kasar, terkadang berupa konglomerat, yang berlapis

dengan serpih atau lempung, tuff dan lapisan tipis batubara.Keberadaan serpih

yang kaya material organik dan batubara dibagian dalam cekungan merupakan hal

penting dalam keterbukaan hidrokarbon.Batupasir diformasi lahat secara umum

bersifat kuarsitik, pemilahan buruk, argilisius dan ketat.Fasies alluvial diformasi

ini memiliki butiran yang lebih kasar, jelas dan menunjukan karakteristik

reservoir baik.Formasi lahat yang berada tidak selaras di atas batuan pra-tersier

9

tersusun atas seri breksi volkanik andesitik, tuff, endapan lahar, dan aliran lava,

denganbatupasir kuarsa di tengahnya. Di dalam formasi lahat memiliki tiga

anggota formasi, yaitu anggota tuff kikim bawah yang berisi breksi, tuff andesitik,

dan aliran lava; anggotabatupasir kuarsa yang berisi konglomerat, batupasir

dengan kenampakan selang-siur; dan anggota tuff kikim atas yang berisi batupasir

kuarsa, volkanik andesit, tuff, batu lempung, dan endapan lahar (Musper, 1973).

c. Formasi Talangakar

Terdapat ketidakselarasan antara Formasi Lahat dan Formasi Talangakar,

sehingga akan umum ditemukan kontak langsung antara formasi talangakar dan

formasi gumai dengan batuan pra-tersier. Setelah pengendapan berhenti pada

oligosen tengah, pengendapan berlanjut pada oligosen akhir pada topografi rendah

dengan lingkungan yang bervariasi, yaitu fluvio-deltaik dengan sungai teranyam,

endapan paparan, muka delta, laut dan pro-delta.Sumber endapan talangakar

bawah yang berumur oligosen akhir berasal dari sumur yaitu sundaland dan dari

barat yaitu pegunungan barisan, dan daerah tinggian-tinggian sekitar cekungan

seperti tinggian setiti dan tinggian Palembang Utara.Material sedimen di Formasi

Talangakar berubah dari lingkungan endapan fluvial yang menghasilkan

talangakar bawah, menjadi delta yang berasngsur kearah laut dangkal yang

menghasilkan talangakar atas (Ginger dan Fielding, 2005).Formasi talangakar

bawah tersusun atas batupasir berbutir halus-kasar dengan pemilahan baik dengan

porositas baik, sedangkan talangakar atas tersusun atas batupasir sangat halus-

sedang dengan porositas dan permeabilitas yang kurangbaik, serpih dengan

sisipan batubara dan batugamping.

10

d. Formasi Baturaja

Pada umur awal miosen, transgresi berlanjut menjadi pengendapan serpih

laut dalam dibagian terban dan endapan laut dangkal di tepi cekungan yang

menyebabkan tingginya produksi karbonat, yang menyebabkan batugamping

terbentuk di batas cekungan dan terumbu dibagian tengah tinggian (Ginger dan

Fielding, 2005).Fasies reservoir terbaik dari formasi baturaja untuk eksplorasi dan

produksi hidrokarbon adalah wackestone dan packstone koral alga dengan

porositas sekundernya.Pengendapan formasi baturaja terhenti oleh transgresi yang

luas dan dalam.

e. Formasi Gumai

Formasi Gumai menandai bagian akhir dari transgresi Neogen yang luas

dan menandai fasies laut dangkal ke laut dalam terbuka yang diendapkan pada

lingkungan energi rendah.Secara umum, formasi gumai yang terendapkan secara

selaras di atas formasi baturaja tersusun atas serpih berfosil dengan lapisan tipis

batulanau dengan batugamping.Di bagian fasies laut dangkal dapat ditemukan

batupasir berbutir halus, batulanau, dan lapisan tipis batugamping yang berseling

dengan serpih.Pada bagian yang lebih dalam yang merupakan bagian atas formasi

gumai tersusun atas batupasir berbutir halus-sedang yang dapat menjadi reservoir

dengan karakter baik (Salim dkk., 1995).Umur formasi ini bervariasi, tergantung

pada ketebalan dari formasi baturaja di bawahnya dan posisi di cekungan.Di

lokasi yang tidak terbentuk batugamping formasi baturaja, bagian dasar Formasi

Gumai memiliki umur zona N4, yaitu miosen paling awal.Pada lokasi yang

memiliki batugamping Formasi Baturaja yang tebal, lapisan formasi gumai

11

memiliki umur zona N6 atau N7, yang juga miosen Awal.Di bagian atas juga

bervariasi dari zona N8, akhir miosen awal, sampai n10, miosen tengah (Darman

dan Sidi, 2000).

f. Formasi Airbenakat

Pada umur Miosen terjadi pegangkatan pegunungan barisan akibat pergerakan

lempeng di Asia Tenggara yang menyebabkan perubahan dari sistem

pengendapan transgresif menjadi regresif.Formasi ini terendapkan secara selaras

di atas formasi Gumai dengan ketebalan 100-1000 meter.Di bagian bawah formasi

ini tersusun atas batupasir glaukonit, batulempung galukonit, fosil moluska dan

foraminifera.Lingkungan pengendapan dari formasi ini adalah lingkungan pantai

dan di beberapa tempat ditemukan endapan turbidit (Darman dan Sidi, 2000).

g. Formasi Muaraenim

Formasi muaraenim merupakan siklus regresif kedua yang ditandai dengan

keberadaan batubara dan batupasir yang tebal di bagian bawah formasi

ini.Ketebalan dari formasi ini antara 500-700 meter dengan batubara mencapai

15% dan tanpa kehadiran batupasir glaukonit.Formasi ini tersusun atas tumpukan

parasekuen mendangkal-keatas, dengan bagian bawah merupakan fasies laut

dangkal dan dataran delta di bagian atasnya (Darman dan Sidi, 2000).Batubara di

formasi ini terbagi menjadi tiga kelompok, yaitu kelompok atas yang terdiri dari

6-7 lapisan, kelompok tengah, dan kelompok bawah yang terdiri dari 8-10

lapisan.Di bagian atas terdapat lapisan batubara telah tersilisifikasi, terutama yang

tertutup oleh lapisan tuff.Di bagian bawah terdapat batang pohon yang

menunjukan bahwa batubara yang ada adalah autoktonus(Darman dan Sidi, 2000)

12

mengatakan bahwa spesies pohon teridentifikasi sebagai pohon yang tumbuh di

hutan, bukan sebagai tanaman mangrove.

h. Formasi Kasai

Formasi kasai merupakan hasil dari siklus regresif ketiga yang terjadi pada

umur pliosen akhir sampai pleistosen. Di bagian bawah merupakan tepra riolit

berbutir halus, tanpa kehadiran batubara, dengan sedikit kehadiran batupasir

konglomeratan.Di bagian atas tersusun atas pumis tuff yang kaya kuarsa,

batupasir kasr bersilang-siur, dan konglomeratan yang kaya pumis.Formasi ini

merupakan endapan syrogenik yang terendapkan di bagian sinklin dengan

material asal hasil erosi formasi yang lebih tua seperti lahat dan gumai, pada

lingkungan pengendapan fluvial dan kipas alluvial.

i. Endapan Kuarter

Endapan kuarter terendapkan secara tidak selaras di atas formasi kasai dan

tidak terpengaruh oleh perlipatan umur plio-pleistosen. Volkanik andesitik kuarter

biasanya berlimpah pada bukit barisan yang juga di antara sungai lematang dan

Enim dengan banyak produk intrusi dan ekstrusi yang sekarang membentuk

kelompok Bukit Asam, Serelo, dan Jelapang. Batuan lain yang termasuk ke dalam

endapan kuarter adalah liparit yang mengisi lembah pada daerah pasumah bagian

selatan dari pegunungan gumai. Tuff andesit dan lahar pada daerah pasumah

berasal dari gunungapi barisan seperti dempo, dan terendapkan sepanjang sungai

utama (Darman dan Sidi, 2000).

Deskripsi formasi yang tersusun pada batuan tersier secara lengkap yang

dapat dilihat Gambar 2.

13

Gambar 2. Stratigrafi Cekungan Sumatera Selatan (Ginger dan Fielding, 2005)

2.3 Struktur Geologi Regional

Struktur yang terdapat dalam cekungan Sumatra Selatan merupakan akibat

dari tiga aktivitas tektonik utama yaitu:orogenesa mesozoikum tengah, tektonisme

kapur akhir-eosen, dan dan orogenesa plio-pleistosen (de Coster, 1974). Dua

aktivitas yang pertama membentuk konfigurasi batuan dasar, seperti setengah

terban, sembul dan blok sesar.

14

Aktivitas yang terakhir, menghasilkan pembentukan struktur baratlaut-

tenggara dan depresi di timur laut.Sebaran sesar dan lipatan di cekungan Sumatra

selatan dapat dilihat pada gambar di bawah ini.

Struktur lipatan terpusat di tiga antiklinorium, yaitu Palembang, pendopo,

dan muaraenim, yang berkembang baik di bagian tengah cekungan yang memiliki

sedimen tersier paling tebal.Antiklinorium pendopo memiliki orientasi WNW-

ESE (Pulunggono, 1976).Antiklin terdiri dari seri lipatan asimetris berarah ENE

yang terpotong oleh sesar.

2.4 Sistem Petroleum Cekungan Sumatra Selatan

Hidrokarbon yang ada di cekungan Sumatra selatan berupa minyak dan gas,

yang mungkin berasal dari migrasi minyakbumi dan diikuti oleh migrasi

lingkungan pengendapan lakustrin.Selain formasi lahat, batubara dan serpih yang

ada di formasi talangakar juga menjadi sumber hidrokarbon di cekungan Sumatra

selatan (Clure, 2005).Formasi Gumai yang berumur lebih muda dari formasi

Talangakar juga berperan sebagai batuan induk dengan lingkungan pengendapan

laut, tetapi memiliki jumlah material organik yang lebih sedikit dan memiliki

kematangan yang lebih rendah dibandingkan dengan beberapa bagian lain di

cekungan Sumatra selatan.

Litologi di Formasi Lahat dan Talangakar didominasi oleh fasies batubara

dan memiliki potensi batuan induk yang sangat baik dengan nilai TOC yang lebih

besar dari 3% dan nilai indeks hydrogen lebih besar dari 300mgHC/gTOC.

Sistem petroleum primer berasosiasi dengan batupasir Formasi Talangakar

dan atau batuan dasar yang terekahkan, yang membentuk bagian reservoar dan

15

bersentuhan langsung dengan batuan induk.Batupasir Formasi Talangakar

merupakan saluran utama untuk migrasi ke reservoar lainnya, baik secara

langsung maupun melalui sesar.Hubungan antara batuan induk dengan reservoir

formasi baturaja terbentuk karena Formasi Talangakar membaji di tinggian batuan

dasar dan formasi baturaja terbentuk di tinggian.Migrasi ke atas terjadi karena

downlapping batupasir intra-gumai dengan batupasir talangakar dan baturaja

(Clure, 2005).

Batuan dasar Pra-Tersier menjadi reservoar penting di cekungan Sumatra

selatan, dan seiring dengan perkembangan infrastruktur, gas menjadi

keekonomian yang penting.Formasi Talangakar memiliki dua tipe reservoar, yaitu

tipe batupasir fluvial di bagian bawah dan batupasir laut di bagian atas.Tipe

batupasir laut lebih tebal, dan memiliki nilai porositas dan permeabilitas yang

lebih tinggi bila dibandingkan dengan batupasir fluvial.Porositas formasi baturaja

secara umum merupakan porositas sekunder yang terbentuk dari beberapa fase

diagenesis.Formasi gumai tersusun atas batupasir laut glaukonit berbutir halus,

tetapi menjadi reservoir yang sangat baik.Formasi Airbenakat tersusun dari

banyak lapisan batupasir yang membentuk tumpukan reservoar.

Serpih dan batulempung yang ada di Formasi Talangakar dan Gumai

berperan sebagai batuan tudung utama dari reservoar, yang berakibat lapangan

migas di Cekungan Sumatra selatan memiliki reservoar bertumpuk dengan banyak

kontak fluida.Serpih dari Gumai bawah dapat berperan sebagai batuan tudung

regional untuk reservoar yang lebih tua, seperti batupasir Formasi Talangakar dan

16

Batugamping Formasi Baturaja.Formasi Airbenakat juga dapat menjadi batuan

tudung yang buruk karena tersusun atas batupasir dan lumpur.

18

BAB III. TEORI DASAR

Logging merupakan metode pengukuran besaran-besaran fisik batuan reservoar

terhadap kedalaman lubang bor. Sesuai dengan tujuan logging yaitu menentukan

besaran-besaran fisik batuan reservoar (porositas, saturasi air formasi, ketebalan

formasi produktif, lithologi batuan) maka dasar dari logging itu sendiri adalah

sifat-sifat fisik atau petrofisik dari batuan reservoar itu sendiri, yaitu sifat listrik,

sifat radioaktif, dan sifat rambat suara (gelombang) elastis dari batuan reservoar.

3.1. Jenis-Jenis Logging

Berdasarkan kemampuan, kegunaan, dan prinsip kerja maka jenis logging ini

dibagi menjadi log listrik, log radioaktif, log sonic, dan log caliper.

3.1.1 Log Listrik

Log listrik merupakan suatu plot antara sifat-sifat listrik lapisan yang

ditembus lubang bor dengan kedalaman. Sifat-sifat ini diukur dengan

berbagai variasi konfigurasi elektrode yang diturunkan ke dalam lubang

bor. Untuk batuan yang pori-porinya terisi mineral-mineral air asin atau

clay maka akan menghantarkan listrik dan mempunyai resistivitas yang

rendah dibandingkan dengan pori pori ter terisi minyak, gas maupun air

tawar. Oleh karena itu lumpur pemboran yang banyak mengandung garam

akan bersifat konduktif dan sebaliknya. Untuk formasi clean sand yang

mengandung air garam, tahanan formasi dapat dinyatakan dengan suatu

18

faktor tahanan formasi (F), yang dinyatakan dengan persamaan :

(1)

F = faktor formasi

Ro = tahanan formasi dengan saturasi air formasi 100 %

Rw = tahanan air garam (air formasi)

Hubungan antara tahanan formasi, porositas dan faktor

sementasidikemukakan oleh G.E. Archie dan Humble sebagai berikut :

Persamaan Archie : F = Ф-m

(2)

Persamaan Humble : F = 0,62 x Ф-2,15

(3)

dimana :

m = faktor sementasi batuan

F = faktor formasi

Ф = porositas

Resistivity Index (I) adalah perbandingan antara tahanan listrik batuan

sebenarnya (Rt) dengan tahanan yang dijenuhi air formasi 100 % (Ro), yaitu sesuai

dengan persamaan berikut :

dimana :

n = eksponen saturasi, untuk batupasir besarnya sama dengan 2.

Untuk formasi clean sand, terdapat hubungan antara saturasi air formasi

(Sw), porositas (Ф), tahanan formasi sebenarnya (Rt), tahanan air formasi (Rw)

serta eksponen saturasi (n). Secara matematis hubungan ini dapat dinyatakan

sebagai berikut :

(4)

19

√

√

√

Pada umumnya log listrik dapat dibedakan menjadi dua jenis:

- Spontaneous Potensial Log (SP Log)

- Resistivity Log

a. Spontaneous Potensial Log (SP Log)

Kurva spontaneous potensial (SP) merupakan hasil pencatatan alat logging

karena adanya perbedaan potensial antara elektroda yang bergerak dalam

lubang sumur dengan elektroda tetap di permukaan terhadap kedalaman

lubang sumur.

Spontaneous potensial ini merupakan sirkuit sederhana yang terdiri dari

dua buah elektroda dan sebuah galvanometer. Sebuah elektroda (M)

diturunkan kedalam lubang sumur dan elektroda yang lain (N) ditanamkan

di permukaan. Disamping itu masih juga terdapat sebuah baterai dan

sebuah potensiometer untuk mengatur potensial diantara kedua elektroda

tersebut. Bentuk defleksi positif ataupun negatif terjadi karena adanya

perbedaan salinitas antara kandungan dalam batuan dengan lumpur.

Bentuk ini disebabkan oleh karena adanya hubungan antara arus listrik

dengan gaya-gaya elektromagnetik (elektrokimia dan elektrokinetik)

dalam batuan. Gambaran skematis dari gejala SP pada formasi degan

resistivity tinggi dapat dilihat pada gambar 3.

(5)

20

Gambar 3. Skematis dari Gejala SP pada Formasi dengan Resistivity Tinggi

(Adi, 1997).

b. Resistivity Log (Log Tahanan Jenis)

Resistivity log adalah suatu alat yang dapat mengukur tahanan batuan

formasi beserta isinya, yang mana tahanan ini tergantung pada porositas

efektif, salinitas air formasi, dan banyaknya hidrokarbon dalam pori-pori

batuan. Gambar resistivity log dapat dilihat pada gambar 4.

21

Gambar 4. Kurva Resistivity Log (Adi, 1997)

1. Normal Log

Skema rangkaian dasar normal log dapat dilihat pada gambar 3.3, dengan

menganggap bahwa pengukurannya pada medium yang mengelilingi

electrode-elektrode adalah homogen dengan tahanan batuan sebesar R ohm-

meter. Elektroda A dan B merupakan elektroda potensial , sedangkan M dan

N merupakan elektroda arus. Setiap potensial (V) ditransmisikan mengalir

melingkar keluar melalui formasi den besarnya potensial tersebut adalah:

(6)

22

dimana:

= tahanan formasi, ohm-m

= intensitas arus konstan dari elektroda A, Amp

AM = jarak antara elektroda A dan M, in

= konstanta = 3.14

Jarak antara A ke M disebut spacing, dimana untuk normal log ini terdiri

dari dua spacing, yaitu:

- Short normal device, dengan spacing 16 inchi

- Long normal device, dengan spacing 64 inchi

Pemilihan spacing ini tergantung dari jarak penyelidikan yang dikehendaki.

Short normal device digunakan untuk mengukur resistivitas pada zona

terinvasi, sedang long normal device digunakan untuk mengukur resistivitas

formasi yang tidak terinvasi filtrat lumpur atau true resistivity ( ).

2. Lateral Log

Tujuan log ini adalah untuk mengukur yaitu resistivity formasi yang

terinvasi. Skema dasar dari lateral log device dapat dilihat pada gambar 3.4.

Alat ini terdiri dari dua elektrode arus A dan B serta dua elektrode potensial M

dan N. Jarak spasi M dan N adalah 32 inch, sedang jarak A dan O adalah 18,8

inch. Titik O merupakan titik referensi dari pengukuran terhadap kedalaman,

sedangkan elektrode B diletakkan jauh dipermukaan. Arus listrik yang konstan

dialirkan melalui elektrode A, sedangkan perbedaan potensial antara M dan N

di tempatkan pada permukaan lingkaran yang berpusat di titik A. Perbedaan

potensial yang dipindahkan ke elektrode M dan N adalah :

23

(

)

Persamaan (3-8) diturunkan dengan anggapan bahwa formasinya homogen

dan lapisan cukup tebal.Apabila arus yang diberikan (i) konstan maka besarnya

potensial yang dicatat pada referensi O adalah sebanding dengan besarnya

resistivitas formasi (R) dengan syarat anggapan tersebut dipenuhi dan pengaruh

diameter lubang bor diabaikan.

Pada kenyataannya nilai resistivity yang dicatat oleh resistivity log adalah

resistivity semu bukan resistivity yang sebenarnya (Rt). Hal ini disebabkan

pengukuran dipengaruhi oleh diameter lubang bor (d), ketebalan formasi (e),

tahanan lumpur (Rm), diameter invasi air filtrat Lumpur (Di), tahanan zone

invaded (Ri) dan uninvaded (Rt), tahanan lapisan batuan diatas dan dibawahnya

(Rs). Pembacaan yang baik didapatkan dalam lapisan tebal dengan resistivity

relative tinggi. Log ini digunakan secara optimal di dalam susunan sand dan

shale yang tebal dengan ketebalan dari 10 ft dan range resistivity optimum

setara 1-500 ohm-m.

Gambar 5. Skema Rangkaian Dasar Normal Log (Schlumberger, October 1984).

(7)

24

Gambar 6. Skema Rangkaian Dasar Lateral Log (Schlumberger, 1984).

3. Induction Log

Pengukuran tahanan listrik menggunakan log resistivity memerlukan

lumpur yang konduktif sebagai penghantar arus dalam formasi. Oleh sebab itu

tidak satu pun peralatan pengukuran resistivity diatas dapat digunakan pada

kondisi lubang bor kosong, terisi minyak, gas, oil base mud dan fresh water

serta udara. Untuk mengatasi ini maka dikembangkan peralatan terfokuskan

yang dapat berfungsi dalam kondisi tersebut.Rangkaian peralatan dari dasar

Induction log secara skematis dapat dilihat pada Gambar 3.5

Prinsip kerjanya adalah sebagai berikut, arus bolak-balik dengan frekuensi

tinggi ( 20000 cps) yang mempunyai intensitas konstan dialirkan melalui

transmitter coil yang ditempatkan pada insulating sehingga menimbulkan arus

induksi didalam formasi. Medan magnet ini akan menimbulkan arus berputar

yang akan menginduksi potensial dalam receiver coil. Coil kedua ini

25

ditempatkan pada mandrel yang sama dengan jarak tertentu dari coil pertama.

Besarnya signal yang dihasilkan receiver akan diukur dan dicatat di permukaan

yang besarnya tergantung pada konduktivitas formasi yang terletak diantara

kedua coil tersebut. Nilai konduktifitas formasi (Cf) berbanding terbalik dengan

nilai resistivity.

4. Laterolog (Guard Log)

Pengukuran dengan laterolog adalah untuk memperkecil pengaruh lubang

bor, lapisan yang berbatasan dan pengukuran lapisan yang tipis serta kondisi

lumpur yang konduktif atau salt mud.

Prinsip kerjanya adalah sebagai berikut (lihat Gambar 3.6), suatu arus Io

yang konstan dialirkan melalui elektrode Ao lewat elektrode A1 dan A2 dimana

arus tersebut diatur secara otomatis oleh kontak pengontrol sehingga dua

pasang elektrode penerima M1M2 dan M’1M’2 mempunyai potensial yang

sama. Selisih potensial diukur diantara salah satu elektrode penerima dengan

electrode dipermukaan. Jika perbedaan antara potensial pasangan M’1M’2 dan

M1M2 dibuat nol, maka tidak ada arus yang mengalir dari Ao. Disini arus listrik

dari Ao dipaksa mengalir horizontal kearah formasi.

Ada beberapa jenis laterolog, yaitu jenis Laterolog 7, Laterolog 3, dan

Laterolog 8. Perbedaan dari ketiga jenis laterolog tersebut hanya terdapat pada

jumlah elektrodenya, dan ketebalan lapisan yang dideteksi berbeda. Alat ini

mengukur harga Rt terutama pada kondisi pengukuran Rt dengan Induction Log

mengalami kesulitan (banyak kesalahan). Laterolog ini hanya dapat digunakan

dalam jenis lumpur water base mud. Dianjurkan pada kondisi dan

besar (salt mud, resistivity tinggi yaitu lebih besar dari 100 ohm-m) dan

26

tidak berfungsi di dalam oil base mud, inverted mud, lubang berisi gas, atau

sumur sudah dicasing.

Gambar 7.Skema Alat Laterolog (Adi Harsono, 1997).

3.1.2. Log Radioaktif

Log radioaktif dapat digunakan pada sumur yang dicasing (cased hole)

maupun yang tidak dicasing (open hole). Keuntungan dari log radioaktif ini

dibandingkan dengan log listrik adalah tidak banyak dipengaruhi oleh keadaan

lubang bor dan jenis lumpur. Dari tujuan pengukuran, Log Radioaktif dapat

dibedakan menjadi: alat pengukur litologi seperti Gamma Ray Log, alat pengukur

porositas seperti Neutron Log dan Density Log. Hasil pengukuran alat porositas

dapat digunakan pula untuk mengidentifikasi litologi dengan hasil yang memadai.

27

a. Gamma Ray Log

Prinsip pengukurannya adalah mendeteksi arus yang ditimbulkan oleh

ionisasi yang terjadi karena adanya interaksi sinar gamma dari formasi dengan gas

ideal yang terdapat didalam kamar ionisasi yang ditempatkan pada sonde.

Besarnya arus yang diberikan sebanding dengan intensitas sinar gamma yang

bersangkutan.

Di dalam formasi hampir semua batuan sedimen mempunyai sifat

radioaktif yang tinggi, terutama terkonsentrasi pada mineral clay. Formasi yang

bersih (clean formasi) biasanya mengandung sifat radioaktif yang kecil, kecuali

lapisan tersebut mengandung mineral-mineral tertentu yang bersifat radioaktif

atau lapisan berisi air asin yang mengandung garam-garam potassium yang

terlarutkan (sangat jarang), sehingga harga sinar gamma akan tinggi.

Dengan adanya perbedaan sifat radioaktif dari setiap batuan, maka dapat

digunakan untuk membedakan jenis batuan yang terdapat pada suatu formasi.

Selain itu pada formasi shaly sand, sifat radioaktif ini dapat digunakan untuk

mengevaluasi kadar kandungan clay yang dapat berkaitan dengan penilaian

produktif suatu lapisan berdasarkan intrepretasi data logging. Besarnya volume

shale dihitung dengan menggunakan rumus berikut:

dimana :

GRlog = hasil pembacaan GR log pada lapisan yang bersangkutan

GRmax = hasil pembacaan GR log maksimal pada lapisan shale

GRmin = hasil pembacaan GR log maksimal pada lapisan non shale

(8)

28

Dengan pertimbangan adanya efek densitas formasi, maka untuk formasi

dengan kandungan satu mineral, gamma ray yang terbaca pada log adalah :

dimana :

= densitas dari mineral radioaktif

= volume batuan mineral

= faktor perimbangan radioaktif dari mineral

= konsentrasi berat dari mineral

Untuk formasi yang mengandung lebih dari satu mineral radioaktif, respon

GR adalah penjumlahan dari beberapa mineral tersebut dengan menggunakan

persamaan (3-12). Sedangkan untuk formasi dengan kandungan dua mineral

radioaktif, densitas dan kekuatannya berbeda, serta keberadaannya dalam jumlah

yang berbeda maka GR yang terbaca pada log adalah :

persamaan (3-12) diatas dapat disamakan dengan mengalikan dengan ρb sehingga

persamaannya dapat ditulis menjadi :

dimana :

=

Secara khusus Gamma Ray Log berguna untuk identifikasi lapisan

permeabel disaat SP Log tidak berfungsi karena formasi yang resistif atau bila

kurva SP kehilangan karakternya (Rmf = Rw), atau ketika SP tidak dapat merekam

(9)

(10)

(11)

29

karena lumpur yang yang digunakan tidak konduktif (oil base mud). Hal tersebut

dapat dilihat pada Gambar 3.10. Selain itu Gamma Ray Log juga dapat

digunakan untuk mendeteksi dan evaluasi terhadap mineral radioaktif (potassium

dan uranium), mendeteksi mineral tidak radioaktif (batubara), dan dapat juga

untuk korelasi antar sumur.

b. Log Neutron

Neutron Log direncanakan untuk menentukan porositas total batuan tanpa

melihat atau memandang apakah pori-pori diisi oleh hidrokarbon maupun

air formasi. Neutron terdapat didalam inti elemen, kecuali hidrokarbon.

Neutron merupakan partikel netral yang mempunyai massa sama dengan

atom hidrogen.

Gambar 8. Respon Gamma Ray pada Suatu Formasi (Dewan, T.J, 1983)

30

Prinsip kerja dari neutron log adalah sebagai berikut, energi tinggi dari

neutron dipancarkan secara kontinyu dari sebuah sumber radioaktif yang

ditempatkan didalam sonde logging yang diletakkan pada jarak spacing pendek

sekitar 10-18 inch dari detektor gamma ray.

c. Log Densitas

Tujuan utama dari density log adalah menentukan porositas dengan

mengukur density bulk batuan, disamping itu dapat juga digunakan untuk

mendeteksi adanya hidrokarbon atau air, digunakan besama-sama dengan neutron

log, juga menentukan densitas hidrokarbon (ρh) dan membantu didalam evaluasi

lapisan shaly.

Gambar 9. Proses Pelemahan Partikel Neutron (Adi, 1997).

Prinsip kerja density log adalah dengan jalan memancarkan sinar gamma

dari sumber radiasi sinar gamma yang diletakkan pada dinding lubang bor. Pada

saat sinar gamma menembus batuan, sinar tersebut akan bertumbukkan dengan

elektron pada batuan tersebut, yang mengakibatkan sinar gamma akan kehilangan

sebagian dari energinya dan yang sebagian lagi akan dipantulkan kembali, yang

31

kemudian akan ditangkap oleh detektor yang diletakkan diatas sumber radiasi.

Intensitas sinar gamma yang dipantulkan tergantung dari densitas batuan formasi.

Skema rangkaian dasar density log dapat dilihat pada Gambar 3.12.

Berkurangnya energi sinar gamma tersebut sesuai dengan persamaan:

ln

dimana:

No = intensitas sumber energi

Nt = intensitas sinar gamma yang ditangkap detektor

ρ = densitas batuam formasi

k = konstanta

S = jarak yang ditembus sinar gamma

Gambar 10. Skema Rangkaian Dasar Density Log (Dewan, 1983).

Sinar gamma yang menyebar dan mencapai detektor dihitung dan akan

menunjukkan besarnya densitas batuan formasi. Formasi dengan densitas tinggi

(12)

32

akan menghasilkan jumlah elektron yang rendah pada detektor. Densitas elektron

merupakan hal yang penting disini, hal ini disebabkan yang diukur adalah densitas

elektron, yaitu jumlah elektron per cm3. Densitas elektron akan berhubungan

dengan densitas batuan sebenarnya, ρb yang besarnya tergantung pada densitas

matrik, porositas dan densitas fluida yang mengisi pori-porinya. Kondisi

penggunaan untuk density log adalah pada formasi dengan densitas rendah

dimana tidak ada pembatasan penggunaan lumpur bor tetapi tidak dapat

digunakan pada lubang bor yang sudah di casing. Kurva density log hanya

terpengaruh sedikit oleh salinitas maupun ukuran lubang bor.

Kondisi optimum dari density log adalah pada formasi unconsolidated

sand dengan porositas 20 % - 40 %. Kondisi optimum ini akan diperoleh dengan

baik apabila operasi penurunan peralatan kedalam lubang bor dilakukan secara

perlahan agar alat tetap menempel pada dinding bor, sehingga pada rangkaian

tersebut biasanya dilengkapi dengan spring.

Hubungan antara densitas batuan sebebnarnya dengan porositas dan lithologi

batuan dapat dinyatakan dalam persamaan berikut:

dimana:

ρb = densitas batuan (dari hasil pembacaan log), gr/cc

ρf = densitas fluida rata-rata, gr/cc

= 1 untuk fresh water, 1.1 untuk salt water

ρma = densitas matrik batuan (dapat dilihat pada tabel III-1), gr/cc

D = porositas dari density log , fraksi

(13)

33

Tabel 1. Harga Density Matrik Batuan (Adi Harsono, 1997).

Mineral Rumus

kimia

Densitas

sebenarnya

2Z/A

seperti terbaca

pada log

Kuarsa SiO2 2.654 0.9985 2.650 2.648

Kalsit CaCO3 2.710 0.9991 2.708 2.710

Dolomit CaCO3 2.870 0.9977 2.863 2.876

Anydhit CaSO4 2.960 0.9990 2.975 2.977

Sylvit KCl 1.984 0.9657 1.916 1.863

Halt NaCl 2.165 0.9581 1.110 2.032

Air tawar H2O 1.000 1.1101 2.074 1.000

Air asin 200 kppm 1.146 1.0797 1.110 1.135

Minyak n(cH2) 0.850 1.1407 1.237 0.850

Batubara 1.200 1.0600 0.970 1.173

Adanya pengotoran clay dalam formasi akan mempengaruhi ketelitian,

oleh karena itu dalam pembacaan ρb perlu dikoreksi. Sehingga persamaan dapat

ditulis sebagai berikut:

( )

dimana:

= densitas clay, gr/cc

= volume clay, %

3.1.3. Sonic Log

Log ini merupakan jenis log yang digunakan untuk mengukur porositas,

selain density log dan neutron log dengan cara mengukur interval transite time

(Δt), yaitu waktu yang dibutuhkan oleh gelombang suara untuk merambat didalam

batuan formasi sejauh 1 ft. Peralatan sonic log menggunakan sebuah transmitter

(pemancar gelombang suara) dan dua buah receiver (penerima). Jarak antar

keduanya adalah 1 ft.

Bila pada transmitter dipancarkan gelombang suara, maka gelombang

tersebut akan merambat kedalam batuan formasi dengan kecepatan tertentu yang

(14)

34

akan tergantung pada sifat elastisitas batuan, kandungan fluida, porositas dan

tekanan formasi. Kemudian gelombang ini akan terpantul kembali menuju lubang

bor dan akan diterima oleh kedua receiver. Selisih waktu penerimaan ini direkam

oleh log dengan satuan microsecond per feet (μsec/ft) yang dapat dikonversikan

dari kecepatan rambat gelombang suara dalan ft/sec.

Interval transite time (Δt) suatu batuan formasi tergantung dari lithologi

dan porositasnya. Sehingga bila lithologinya diketahui maka tinggal tergantung

pada porositasnya. Pada Tabel 2. dapat dilihat beberapa harga transite time matrik

(Δtma) dengan berbagai lithologi.

Tabel 2. Transite Time Matrik untuk Beberapa Jenis Batuan (Adi Harsono, 1997).

litologi tma (

Batu Pasir 55.5

Gamping 47.5

Dolomit 43.5

Garam 67

Selubung Baja 57

Air 189

Untuk menghitung porositas sonic dari pembacaan log Δt harus terdapat

hubungan antara transit time dengan porositas. Seorang sarjana teknik, Wyllie

mengajukan persamaan waktu rata-rata yang merupakan hubungan linier antara

waktu dan porositas. Persamaan tesebut dapat dilihat dibawah ini :

dimana :

Δtlog = transite time yang dibaca dari log, μsec/ft

Δtf = transite time fluida, μsec/ft

= 189 μsec/ft untuk air dengan kecepatan 5300 ft/sec

(15)

35

Δtma = transite time matrik batuan (lihat table III-2), μsec/ft

ФS = porositas dari sonic log, fraksi

Selain digunakan untuk menentukan porositas batuan, Sonic log juga dapat

digunakan sebagai indentifikasi lithologi.

3.1.4. Caliper Log

Caliper log merupakan suatu kurva yang memberikan gambaran kondisi

(diameter) dan lithologi terhadap kedalaman lubang bor. Peralatan dasar caliper

log dapat dilihat pada Gambar 3.13. Untuk menyesuaikan dengan kondisi lubang

bor, peralatan caliper log dilengkapi dengan pegas yang dapat mengembang

secara fleksibel. Ujung paling bawah dari pegas tersebut dihubungkan dengan rod.

Posisi rod ini tergantung pada kompresi dari spring dan ukuran lubang bor.

Manfaat caliper log sangat banyak, yang paling utama adalah untuk

menghitung volume lubang bor guna menentukan volume semen pada operasi

cementing, selain itu dapat berguna untuk pemilihan bagian gauge yang tepat

untuk setting packer (misalnya operasi DST), interpretasi log listrik akan

mengalami kesalahan apabila asumsi ukuran lubang bor sebanding dengan ukuran

pahat (bit) oleh karena itu perlu diketahui ukuran lubang bor dengan sebenarnya,

perhitungan kecepatan lumpur di annulus yang berhubungan dengan

pengangkatan cutting, untuk korelasi litologi karena caliper log dapat

membedakan lapisan permeabel dengan lapisan consolidated.

36

Gambar 11. Skema Peralatan Dasar Caliper Log (Lynch J. S, 1962).

3.2. Interpretasi Logging

Lapisan prospek dapat teridentifikasi degan melakukan interpretasi

logging. Interpretasi logging ini dibagi menjadi interpretasi kualitatif dan

interpretasi kuantitatif. Interpretasi kualitatif dilakukan untuk mengidentifikasi

lapisan porous permeabel dan ada tidaknya fluida. Sedangkan interpretasi

kuantitatif dilakukan untuk menentukan harga dan

permeability batuan.Simbol-simbol yang digunakan dalam interpretasi log dapat

dilihat pada Gambar 3.14

3.2.1. Interpretasi Kualitatif

Setelah selesai melakukan logging maka selanjutnya yang akan dikerjakan

adalah melakukan interpretasi terhadap data pengukuran secara kualitatif guna

memperkirakan kemungkinan adanya lapisan porous permeabel dan ada tidaknya

fluida. Untuk memperoleh hasil yang lebih akurat harus dilakukan pengamatan

terhadap log yang kemudian satu sama lainnya dibandingkan. Tujuan dari

interpretasi kualitatif adalah identifikasi lithologi dan fluida hidrokarbon yang

37

meliputi identifikasi lapisan porous permeabel, ketebalan dan batas lapisan, serta

kandungan fluidanya.

Penentuan jenis batuan atau mineral didasarkan pada plot data berbagai

log porositas, seperti plot antara log density-neutron dan log sonic-neutron.

Sedangkan lapisan berpori dapat ditentukan berdasarkan pengamatan terhadap log

SP, log resitivity, log caliper, dan log gamma ray. Penentuan jenis lithologi,

apakah shale atau batupasir atau batugamping ataupun merupakan seri shale

didasarkan pada defleksi kurva SP, GR, resistivity, dan konduktivitasnya. Adapun

fluida hidrokarbon dapat ditentukan pada pengamatan log induction dan FDC-

CNL dengan berdasarkan sifat air, minyak, atau gas.

3.3 Analisis Log

Data log membantu menentukan karakteristik fisik dari batuan, seperti

litologi, porositas dan permeabilitas. Selain itu data log juga digunakan untuk

mengidentifikasi zona produktif, menentukan kedalaman dan ketebalan zona

tersebut, untuk membedakan antara minyak, gas atau air dalam sebuah

reservoar, dan untuk mengestimasi cadangan hidrokarbon.

Di dalam analisa log parameter-parameter batuan penting adalah:

Porositas (ø, %)

Kadarair /Water saturation (Sw,%),

Permeabilitas (K,mD).

Porositas dan Water saturation ialah menentukan jumlah oil atau gas dalam

reservoir., sedangkan permeabilitas menentukan laju produksi hydrocarbon.

38

Dua parameter utama yang ditentukan dari pengukuran log pada sebuah

sumur adalah porositas dan ruang pori yang terisi hidrokarbon. Parameter

yang digunakan dalam intrepetasi log ditentukan secara langsung dan secara

tidak langsung, pengukurannya dilakukan oleh satu dari tiga tipe yang umum

digunakan dalam logging antara lain: electrical, nuclear dan accoustic atau

sonic. Penamaan tersebut berdasarkan pada sumber yang digunakan dalam

pengukuran. Sumber yang berbeda akan menghasilkan log yang terdiri dari

satu atau lebih kurva yang berhubungan dengan beberapa parameter di dalam

batuan di sekitar lubang bor.

3.3.1 Porositas

Porositas didefinisikan sebagai perbandingan antara ruang pori pada

batuan dengan volume total batuan. Biasanya diekspresikan dalam satuan

(1.0) atau dalam persen (%). Porositas diukur dengan menggunakan sonic,

density, dan, neutron. Porositas direpresentasikan dalam PHI dengan

ditambahkan awalan atau akhiran yang menunjukkan metode pengukurannya,

misalnya, DPHI atau PHID untuk density porosity. Ada tiga jenis porositas

dalam log, yaitu sonicporosity, density porosity, dan neutron-densityporosity.

√

{gas}

{fluida minyak}

dimana :

(16)

(17)

(18)

39

3.3.2 Volume Kandungan Lempung (Vclay)

Pada tiap zona dihitung besarnya kandungan clay shale, dengan

mengunakan persamaan. (Utama, W. dkk 2007):

dengan :

)

Harga Vclay bervariasi : 0 ≤ Vclay ≤ 1

3.3.3 Resisitivitas

Secara umum, matrik batuan dan hidrokarbon (gas dan minyak) dalam pori

batuan adalah sangat resistif. Resistivitas formasi, dalam satuan ohm-meter

tergantung pada jumlah dan salinitas air yang terdapat pada formasi dan

konektifitas antar pori yang mampu mengalirkan aliran listrik. Resistivitas

direpresentasikan dengan simbol R, biasanya dengan tambahan huruf kecil yang

mengindikasikan tipe resistivitas tertentu, misalnya RW untuk resistivitas air atau

R untuk resistivitas sesungguhnya. Besarnya R (resistivitas air formasi) dihitung

dengan menggunakan chart (SLB) atau dengan menggunakan perumusan :

(19)

40

(

)

dengan :

[

]

3.3.4 Saturasi Fluida

Saturasi fluida adalah presentase dariruang pori pada batuan yang terisi fluida

tertentu(gas, minyak, atau, air). Saturasi fluida biasanyadinyatakan dalam saturasi

air (Sw), yangdiekspresikan dalam persen. Saturasihidrokarbon ditentukan dari

penguranganterhadap besarnya saturasi air.

Setelah Rwdidapat, maka langkahselanjutnya adalah menghitung besarnya Sw

dapat dihitung dengan menggunakan Schlumberger chart atau menggunakan

perumusan Archie, yakni:

√

Persamaan Archie :

dengan :

e)

(20)

(21)

(22)

4.1 Waktu dan Tempat Penelitian

Penelitian ini dilakukan pada tanggal 1 Maret sampai dengan 27 Juli 2017 di

PetroChina

4.2 Jadwal Penelitian

Adapun rincian jadwal penelitian, dapat dilihat pada Tabel 3 dibawah ini:

Tabel 3. Jadwal Penelitian

No. Kegiatan Maret

2017

April

2017

Mei

2017

Juni

2017

Juli

2017

1. Pengumpulan data

dan pembelajaran

konsep dasar

2. Analisis Data

3. Penentuan Zona

Prospek

4. Presentasi Akhir

5. Evaluasi dan

Pembuatan Laporan

4.3 Alat-alat yang Digunakan

Untuk kelancaran pelaksanaan penelitian ini diperlukan alat-alat sebagai

penunjang. Peralatan-peralatan yang akan digunakan tersebut antara lain :

BAB IV. METODOLOGI PENELITIAN

42

1. Data log

2. DST

3. Komputer dan Software Geofisika

4. Alat tulis

4.4 Diagram Alir

Metodologi dari Analisa data log dan penentuan saturasi air dalam penelitian

ini secara umum dapat digambarkan sebagai berikut Gambar 12:

Gambar 12. Diagram Alir

Mulai

StudiLiteratur

Selesai

NilaiRt

Log RHOB Log NPHI

Data Petrofisika

Nilai Ø

Data Log

Nilaia , m, n

NilaiRw

Menentukan Ro

Volume

shale

Menghitung NilaiSw

Analisis

Modeling

NilaiSw

Log Gamma Ray Log ILD

Validasi

NO

YES

Reserv

oir and

pay

zones

summa

ry DST

43

Kurva log

Kurva log didapatkan dari pengolahan data lapangan yang berupa *.LAS

(data digital) dengan menggunakan software yang telah ditentukan. Data

lapangan yang diperoleh dari logging sebenarnya berupa kurva log.

Kemudian untuk memudahkan proses analisa log, maka dari kurva log

dikonversikan kedalam data

digital (*.LAS), jadi kita bisa menganalisa data log dengan menggunakan

software apa saja, yaitu dengan mengkonversikannya kembali kedalam

bentuk kurva log yang siap untuk dianalisa dan diintrepetasikan. Kurva log

yang digunakan adalah :

Gamma Ray (GR)

Spontaneous Potential (SP)

Resistivity (Ratau ILDRT)

Neutron atau NPHI

Density atau RHOB

Identifikasi Zona Reservoar

Dari kurva log GR dan kurva SP dilakukan identifikasi zona reservoar.

Lapisan sand ditunjukkan dengan harga GR yang rendah, sedangkan lapisan

clay/shale ditunjukkan dengan harga GR yang tinggi. Defleksi pada kurva SP

mengindikasikan adanya lapisan yang permeabel, yang merupakan lapisan

reservoar. Kemudian selanjutnya ialah menentukan K, SSP, Rmf, dan

diteruskan menentukan faktor formasi dan perhitungan saturasi air (Sw)

bersih.

44

4.5 Pengolahan Data

Data penelitian yang digunakan adalah data log dari lima sumur, yaitu BCS-1,

BCS-2, BCS-3, BCT-U1 dan BCT-U2. Data log sumur yang didapatkan akan

dilakukan pengolahan menggunakan software Geotechnical Solutions 6.0.

Data hasil rekaman pada sumur X-5 dan X-6 dilakukan interpretasi dasar log

sehingga diperoleh hasil parameter-parameter petrofisika, seperti Clay

Volume, Porosity, dan Water Saturation.

4.6 TahapanPengolahan

4.6.1 Analisis Petrofisika

Dalam melakukan analisis petrofisika, tahap proses data awal dilakukan

dengan memilih menu projects, kemudian pilih petrofisika seperti pada

Gambar.13

Gambar 13. Project Apps

45

Setelelah memilih petrophysics, kemudian akan muncul sub-menu seperti berikut

Gambar 14. Vshale Calculations

kemudian pilih submenu volume shale calculation untuk melakukan perhitungan

pada volume shale, lalu tentukan metode perhitungan Volume Shale yang

diinginkan menggunakan metode V-Shale from Gamma Ray.

Gambar 15. V-shale from Gamma Ray

Setelah memilih metode vshale from gamma ray akan muncul tampilan seperti

berikut

46

Gambar 16. Vshale from Gamma Ray

Kemudian pilih nama well yang akan dianalisis, setelah itu pilih log

gamma ray yang akan dilakukan dan pilih juga marker yang ingin dilakukan.

Kemudian dilanjutkan dengan membuat sand dan shale baseline dengan

menggunakan sub menu 100% clean baseline (untuk sand baseline) dan sub menu

pada set shale baseline. Keberadaan shale dalam formasi mempengaruhi

pembacaan log - log porosity menjadi cenderung membaca porositas lebih tinggi

dari semestinya. Hal ini disebabkan adanya pori - pori non efektif yang dimiliki

shale, dengan kata lain shale memiliki porositas yang tinggi namun tidak

melalukan aliran fluida. Apabila ingin menyudahi pembuatan baseline klik kiri

pada mouse. Setelah baseline terbuat semua lalu klik calculate Vshale. Kemudian

setelah mengklik calculate vshale maka akan muncul tampilan seperti berikut

47

Gambar 17. Existing Vshale

Pilih metode kalkulasi v-shale yang diinginkan baik itu Linier, Clavier,

Tertiary Rocks, Pretertiary Rocks, atau Stieber a. Sebelum menyimpan hasil

perhitungan v-shale. Pilih Save Separate Gamma Ray Shale Volume (VSGR) log

utk menyimpan hasil perhitungan v-shale anda.

48

Gambar 18. Select New V-Shale

Setelah itu untuk melakukan rw calculation,

Gambar 19. Rw- Calculation

49

Gambar 20. Calculate Rwa

Gambar 21. Calculate appearent Rw

Setelah mengklik calculate rwa akan muncul tampilan seperti diatas.

Kemudian memilih sumu yang akan kita analisis dengan melakukan pada kolon

Wells with V-shale files. Setelah itu memilih log yang ada pada porositas dan

resistivitas yang akan dianalisis. Kemudian menentukan Sw Exponents sesuai

50

dengan litologi yang akan dianalisis. Dan setelah itu menentukan cutoff volume

shale, kemudian setelah terisi semua lalu pilih Calculate Rw. Kemudian akan

tampil seperti pada gambar 8, setelah menekan menu Calculate Rw.

Gambar 22. Calculate Appearent (Rw) Log Versus Point

Kemudian Pilih Plot Type pada menu yang tersedia di pojok kiri bawah

(contoh : Pickett Plot). Kemudian yang ketiga pada gambar yaitu menentukan

zona air pada daerah sekitar reservoir yang akan dianalisis untuk dilakukan

perhitungan Rw-nya. Pada petunjuk keempat yaitu dengan menentukan zona air

dapat dilakukan dengan memanfaatkan fungsi Log versus Points pada sub-menu

di kanan bawah .

51

Gambar 23. Calculate Appearent (Rw)

Dengan memanfaatkan fungsi Log versus Points pada zona yang

diinterpretasikan merupakan 100% air maka akan dihasilkan pola trand point yang

terdapat pada gambar (berwarna orange). Kemudian tentukan batas air dan HC

dengan memanfaatkan pola trand point tersebut.

Gambar 24. Calculate Appearent (Rw)

52

Setelah memperoleh batasnya, gunakan sub-menu Set Sw = 100 untuk

mendapatkan nilai Rw, nilai di tunjukkan oleh angka yang berada pada kolom

berwarna merah. Catat nilai tersebut, dan masukkan pada perhitungan selanjutnya.

Gambar 25. Sub-menu Petrophysical Analysis

Sub-menu Petrophysical Analysis digunakan untuk menghitung porositas

dan saturasi air (Sw). Pastikan nilai Rw yang telah didapat sudah tercatat karena

akan digunakan dalam perhitungan tersebut.

Gambar 26. Petrophysical Analisys

53

Selanjutnya pilih nama sumur pada sub-menu well yang ingin di lakukan

perhitungan porositas & saturasi air. Kemudin tentukan interval zona perhitungan

pada sub-menu Interval of Interest. Dan setelah ituisi eksponen A-M-N dengan

nilai yang sama pada saat menghitung Rw sebelumnya. Masukkan nilai Rw yang

telah didapatkan pada perhitungan sebelumnya. Tentukan metode perhitungan Sw

yang ingin digunakan pada sub-menu Sw Model (Contoh : Simandoux). Tentukan

metode perhitungan porositas yang ingin digunakan pada sub-menu Porosity

Method. Kemudian tentukan litologi yang diharapkan dapat terkalkulasi pada

perhitungan ini pada sub-menu Expected Lithology, apabila semua sudah terisi

lanjutkan analisa dengan klik tombol Do Analysis.

Gambar 27. Petrophysical Analisist Result

54

Gambar diatas merupakan hasil perhitungan Porositas dan Saturasi Air

yang telah dilakukan. Apabila sudah dirasa sesuai dapat menyimpan analisis

dengan klik tombol Save Analysis pada bagian pojok kanan bawah.

(

) [

√(

)

]

√

BAB VI. KESIMPULAN

Berdasarkan penelitian yang telah dilakukan dapat disimpulkan, sebagai berikut:

1. Reservoir yang berada pada daerah penelitian pada formasi LTAF dengan lithologi

sandstone.

2. Zona prospek hidrokarbon pada sumur BCT- 3 pada interval 6220ft- 6250ft

terindikasi adanya hidrokarbon. BCT-S1 pada interval 8500ft - 8610ft terindikasi

hidrokarbon.

3. Reservoir produktif pada formasi LTAF sumur Tiung-U2 dengan Vshale 17,62% Phie

23,07% dan Sw 42,87% .

4. Interval LTAF kisaran masing – masing nilai properti tiap sumur diklasifikasikan

sebagai berikut :

BCT-S1 memiliki nilai kisaran Vsh 6% , porositas 18,43% dengan saturasi air berkisar

50,4%

BCT-S2 memiliki nilai kisaran Vsh 17,62% , porositas 23,07% dengan saturasi air

berkisar 42,87%

BCT-1 memiliki nilai kisaran Vsh 16,9% , porositas 14,76% dengan saturasi air

berkisar 43,10%

BCT-2 memiliki nilai kisaran Vsh 22,03% , porositas 14,08% dengan saturasi air

berkisar 67,84%.

BCT-3 memiliki nilai kisaran Vsh 18,28% , porositas 19,33% dengan saturasi air

berkisar 60,60%

DAFTAR PUSTAKA

Clure, 2005. The Origin and Petrology of Organic Matter in Coals, Oil Shales,

and Petroleum Source-Rock. Australia: Geology Department of Wollonggong

University

Darman, H. dan Sidi, F.H., 2000, An Outline of The Geology of Indonesia, Ikatan

Ahli Geologi Indonesia.

De Coster, G.L., 1974, The geology of the Central and South Sumatra Basin, Proc

3rd Indonesia pet Assoc Ann Con, Jakarta: 77-110.

Dewan, T.J, 1983.Essential of Modern Open-Hole Log Interpretation, Pennwell

Publishing Company, Tulsa-Oklahoma, USA.

Ginger, D., dan Fielding, K., 2005, The Petroleum System and Future Potensial of

The South Sumatra Basin, Proceedings Indonedias Petroleum

Association, 30th Annual Convention & Exhibition.

Harsono, A., 1997, Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log, Sclumberger Oilfield

Services, Jakarta.

Jackson, A., 19961: Oil Exploration a Brief Review Wit Illustrations From South

Sumatra, Contr. Dept. Geol.Inst. Techn. Bandung

Lynch J. S., 1962. Formation Evaluation. Harper & Row Publisher, New York,

Evanston and London, First Edition.

Musper, 1973. Sedimentological Analysis of Sand Shale Series from Well logs,

SPWLA 16th Ann. Symp. Trans. Paper W

Pulunggono, A., 1976., Recent knowledge of hydrocarbon potensials in

sedimentary basins of Indonesia, AAPG Memoir 25.

Pulunggono, A. dan Cameron, N.R., 1992, Sumatra Microplates, Their

Characteristics and Their Role in the Evolution of the Central and

South Sumatra Basins, Proceedings Indonesian Petroleum Association

(IPA) 13th Annual Convention, hlm. 121-143.

Rider, M., 2002. The Geological Interpretation of Well Logs, 2nd Edition,

Whittles Publishing, Scotland.

Salim, Y., Nana, D., dan Maryke, P. 1995. Technical Study Report Remaining

Potential of The South Sumatra Basin. South Sumatra AMI Study

Group.

Schlumberger, 1984. Resistivity Measurement Tools. Seventh Printing. Texas.

Schlumberger. 2003. Hasil ELANPlus Geoframe 3.8.1, Data Consulting Services,Jakarta.

Utama, 2007. Prinsip Pengukuran Logging (Dokumen RecsaLOG). Bandung