tugas akhir pertambangan

i

PEMETAAN BAWAH PERMUKAAN DAN PERHITUNGAN

CADANGAN HIDROKARBON LAPISAN BATUPASIR ”Z_E”

BERDASARKAN DATA BAWAH PERMUKAAN PADA

LAPANGAN SEMBERAH CEKUNGAN KUTAI

KALIMANTAN TIMUR

oleh :

Wahyu Prahillah

III.040.06I

JURUSAN TEKNIK GEOLOGI

FAKULTAS TEKNOLOGI MINERAL

UNIVERSITAS PEMBANGUNAN NASIONAL “VETERAN”

YOGYAKARTA

2011

ii

HALAMAN PENGESAHAN

SKRIPSI

Oleh :

Wahyu Prahillah

III.040.06I

Disusun Sebagai Salah Satu Syarat

Untuk Memperoleh Gelar Sarjana Teknik Geologi

Yogyakarta, 18 Maret 2011

Menyetujui,

Pembimbing I Pembimbing II

Ir. Kuwat Santoso, M.T Ir.Pontjomojono,K,M.T NIP.19530721 198603 1 001 NIP.19600724 198803 1 001

Mengetahui, Ketua Jurusan

Ir. Sugeng Raharjo, M.T. NIP.19581208 199203 1 001


CADANGAN HIDROKARBON LAPISAN BATUPASIR “Z_E”



KALIMANTAN TIMUR

iii

Ya allah ya tuhan ku

Engkau berikan aku nyawa dan engkau berikan aku kematian

Engkau meniupkan roh dalam kandungan wanita paling sempurna dalam

hidupku

dan

Engkau mencabut nyawa dalam tangisan keluargaku

Aku berdosa kau pun mengampuniku

Aku lalai dan kau pun mengingatkanku

Kau mencukupi ku dengan rezeki dan rahmatmu

Dan kau mengujiku sebagai tanda cintamu yang maha tulus kepada

diriku……

Sungguh!! Sungguh!! Dan sungguh

Apabila kau bertanya dapatkah aku mampu mengukur

semuanya……………………

Ya allah ya tuhanku

Aku hanya hambamu yang hina

Mungkin ini tiada berarti

bagimu

Tapi ini salah satu

Cinta

Dari persembahanku

Untuk

Yang maha mulia

iv

KATA PENGANTAR

Puji syukur peneliti panjatkan kehadirat ALLAH SWT, atas limpahan rahmat,

taufig, hidayah dan inayah nya, sehingga peneliti dapat menyelesaikan skripsi ini

dengan baik. Penyusunan skripsi ini bertujuan untuk memenuhi kurikulum yang

ditentukan oleh Jurusan Teknik Geologi, Fakultas Teknologi Mineral, Universitas

Pembangunan Nasional “Veteran” Yogyakarta, Tahun Ajaran 2010 / 2011 untuk

memperoleh gelar Kesarjanaan Program Pendidikan strata 1 (S1).

Pada kesempatan ini peneliti ingin menyampaikan rasa hormat dan terima kasih

yang sebesar besarnya kepada :

1. Kedua orang tua serta kedua saudara peneliti yang selalu memberikan semangat,

dukungan dan perhatian serta doanya selama ini.

2. Bapak Ir. Sugeng Raharjo, M.T. selaku Ketua Jurusan teknik Geologi,

Fakultas Teknologi Mineral, Universitas Pembangunan Nasional “Veteran”

Yogyakarta.

3. Bapak Ir. Kuwat Santoso, M.T. dan Bapak Ir. Pontjomojono K, M.T. selaku

dosen pembimbing yang selalu membimbing, mengarahkan, dan memberi

banyak masukan kepada peneliti, sehingga dapat menyelesaikan skripsi dengan

baik.

4. Semua pihak yang telah membantu dalam penyusunan laporan skripsi ini.

Peneliti sangat mengharapkan kritik dan saran yang bersifat membangun dari

semua pihak yang telah membaca laporan skripsi ini. Akhir kata semoga laporan

skripsi ini dapat bermanfaat bagi semua pihak.

Yogyakarta, 25 februari 2011

Peneliti

v


CADANGAN HIDROKARBON LAPISAN BATUPASIR “Z_E”



KALIMANTAN TIMUR

SARI Lapangan semberah merupakan salah satu area konsesi dari PT.

SEMBERANI PERSADA OIL (SEMCO). Daerah penelitian ini secara geografis

terletak pada 00 16’ 41,86” - 00 18’ 41.75” LS dan 1170 17’ 45.63” - 1170 18’

35.51” BT di sebelah timur kota samarinda dan sekitarnya yang secara geologi masuk

ke dalam Cekungan Kutai Kalimantan Timur. Lapangan semberah memiliki beberapa

lapisan yang berpotensi sebagai batuan reservoar tetapi dalam penelitian ini dibahas

pada lapisan batupasir “Z_E”.

Dalam penelitian ini untuk menentukan jumlah cadangan hidrokarbon

menggunakan beberapa metode, yaitu analisa kualitatif data sumur dari interpretasi

log sumur dan deskripsi cutting, analisa petrofisik untuk menentukan harga porositas

batuan dan saturasi air formasi, korelasi antar sumur dan pemetaan bawah permukaan

dari interval kedalaman top lapisan dan ketebalan lapisan batupasir.

Lapisan batupasir “Z_E” terendapkan pada lingkungan pengendapan delta

front dengan fasies endapannya yaitu distributary mouth bar. Pernyataan ini

didasarkan pada pola dari log sumur yaitu log gamma ray dengan bentuk kurva log

funnel atau gradasi mengkasar keatas.

Hasil dari seluruh analisis didapatkan ketentuan dari tiap-tiap metode

penelitian berupa, lapisan batupasir “Z_E” mempunyai volume batuan sekitar

12,981,721.063 m3, harga porositas 0.222 - 0.315 dan saturasi air 0.604 - 0.668

sehingga jumlah cadangan hidrokarbon yang terakumulasi pada lapisan batupasir

“Z_E” adalah 1,672 MBO (million barrel oil).

vi

DAFTAR ISI

HALAMAN JUDUL………………………………………………………………………… i

HALAMAN PENGESAHAN……………………………………………………………..... ii

HALAMAN PERSEMBAHAN…………………………………………………………….. iii

KATA PENGANTAR………………………………………………………………………. iv

SARI……………………………………………………………………………………….... v

DAFTAR ISI………………………………………………………………………………… vi

DAFTAR GAMBAR……………………………………………………………………….. x

DAFTAR TABEL…………………………………………………………………………… xii

DAFTAR LAMPIRAN……………………………………………………………………… xiii

BAB I PENDAHULUAN………………………………………………………………… 1

1.1 Latar Belakang Penelitian…………………………………………………… 1

1.2 Rumusan masalah…………………………………………………………… 2

1.3 Maksud dan Tujuan…………………………………………………………. 3

1.4 Batasan Masalah…………………………………………………………….. 3

1.5 Lokasi dan Waktu Penelitian……………………………………………….. 4

1.6 Hasil yang diharapkan………………………………………………………. 5

1.7 Manfaat Penelitian………………………………………………………….. 5

BAB II METODELOGI…………………………………………………………………… 6

II.1 Metode Penelitian…………………………………………………………… 6

II.2 Tahapan Penelitian………………………………………………………….. 7

II.2.1 Tahap Pendahuluan…………………………………………………… 7

II.2.2 Tahap Pengumpulan Data…………………………………………….. 7

II.2.3 Tahap Analisis dan Interpretasi Data………………………………… . 8

II.2.3.1 Analisis Data Sumur…………………………………………. 8

II.2.3.2 Korelasi………………………………………………………. 9

II.2.3.3 Pemetaan Bawah Permukaan………………………………… 9

II.2.3.4 Perhitungan Cadangan……………………………………….. 10

II.2.3.5 Tahap Evaluasi………………………………………………. 10

vii

II.3.3.6 Tahap Penyusunan Laporan………………………………… 10

BAB III KAJIAN PUSTAKA……………………………………………………………… 12

III.1 Geologi Regional…………………………………………………………... 12

III.2 Kerangka Tektonik Cekungan Kutai……………………………………… 12

III.3 Stratigrafi Regional Cekungan Kutai……………………………………… 15

III.4 Delta Mahakam……………………………………………………………. 20

III.5 Stratigrafi Delta Mahakam………………………………………………... 20

III.6 Petroleum Sistem Lower Kutai Basin…………………………………….. 21

III.6.1 Batuan Induk…………………………………………………………. 21

III.6.2 Migrasi Hidrokarbon………………………………………………… 22

III.6.3 Reservoar…………………………………………………………….. 23

III.6.4 Perangkap dan Lapisan Penutup…………………………………….. 23

III.7 Geologi Daerah Telitian…………………………………………………… 24

III.7.1 Struktur Geologi……………………………………………………… 24

III.7.2 Stratigrafi……………………………………………………………… 25

BAB IV DASAR TEORI……………………………………………………………………. 27

IV.1 Lingkungan Pengendapan Delta…………………………………………... 27

IV.1.1 Pengertian Delta………………………………………………………. 27

IV.1.2 Faktor Pengontrol Delta……………………………………………… 27

IV.1.3 Klassifikasi Delta…………………………………………………….. 28

IV.1.4 Sublingkungan Pengendapan Delta………………………………….. 30

IV.1.4.1 Delta Plain…………………………………………………… 31

IV.1.4.2 Delta Front…………………………………………………… 33

IV.1.4.3 Prodelta………………………………………………………. 34

IV.1.5 Komponen Delta……………………………………………………… 35

IV.2 Log………………………………………………………………………….. 36

IV.3 Bagian-bagian Log…………………………………………………………. 37

IV.4 Kecepatan Logging………………………………………………………… 38

IV.5 Proses Invasi………………………………………………………………. 38

IV.6 Macam-macam Log………………………………………………………... 39

IV.7 Pola-pola log (Log Pattern)……………………………………………….. 43

viii

IV.8 Interpretasi Lithologi Berdasarkan Log………………………………….. 45

IV.9 Interpretasi Zona Porous dan Permeabel………………………………… 47

IV.10 Interpretasi Jenis Kandungan Fluida……………………………………… 47

IV.11 Analisa Cutting…………………………………………………………….. 48

IV.12 Korelasi…………………………………………………………………….. 50

IV.13 Pemetaan Bawah Permukaan……………………………………………… 52

IV.14 Perhitungan Cadangan……………………………………………………... 55

BAB V PENYAJIAN DATA………………………………………………………………... 58

V.1 Data Log Sumur……………………………………………………………. 58

V.2 Data Cutting………………………………………………………………… 58

V.3 Peta Lokasi Sumur………………………………………………………… 61

V.4 Penampang Line Seismik…………………………………………………. 62

BAB VI ANALISIS & PEMBAHASAN…………………………………………………... 64

VI.1 Analisa Data Sumur……………………………………………………….. 64

VI.1.1 Analisa Kualitatif……………………………………………………... 64

VI.1.1.1 Interpretasi Lithologi…………………………………………… 65

VI.1.1.2 Interpretasi Karakter Batuan & Kandungan Fluida Lapisan

“Z_E”……………………………………………………………. 67

VI.1.2 Analisa Kuantitas……………………………………………………... 71

VI.1.2.1 Perhitungan Volume Shale (Vsh)………………………………. 71

VI.1.2.2 Perhitungan Porositas Densitas (ΦD) & Koreksi (ΦDcorr)….. 72

VI.1.2.3 Perhitungan Porositas Neutron (ΦN) & Koreksi (ΦNcorr)…... 73

VI.1.2.4 Harga Porositas Effektif (Φe)…………………………………… 73

VI.1.2.5 Penentuan Faktor Formasi…...…………………………………. 74

VI.1.2.6 Penentuan Harga Tahanan Jenis Formasi……………………… 75

VI.1.2.7 Kejenuhan Air Formasi………………………………………… 75

VI.1.3 Interpretasi Lingkungan Pengendapan………………………………. 76

VI.2 Korelasi…………………………………………………………………….. 81

VI.2.1 Korelasi Stratigrafi……………………………………………………. 83

VI.2.2 Korelasi Struktur……………………………………………………… 83

VI.3 Peta Bawah Permukaan……………………………………………………. 84

ix

VI.3.1 Peta Top Struktur............................................................................... 84

VI.3.2 Peta Net Sand…………………………………………………………. 84

VI.3.3 Peta Net Pay…………………………………………………………... 85

VI.4 Perhitungan Cadangan…………………………………………………….. 86

BAB VII KESIMPULAN…………………………………………………………………... 89

DAFTAR PUSTAKA……………………………………………………………………….. 90

LAMPIRAN…………………………………………………………………………………. 93

x

DAFTAR GAMBAR

Gambar 1.1 Letak geografis Lapangan Semberah (Semco,2004)……………………… 4

Gambar 2.2 Bagan Alir Penelitian (Peneliti,2010)……………………………………… 11

Gambar 3.1 Lokasi Cekungan Kutai pada tatanan tektonik Pulau Kalimantan

(Semco,2004)………………………………………………………………. 13

Gambar 3.2 Perkembangan arah struktur NNE-SSW dan NW-SE pada

Miosen-Pliosen di Cekungan Kutai (Semco,2004)……………………….. 14

Gambar 3.3 Stratigrafi Cekungan Kutai (Satyana, et.al,1999)………………………..... 19

Gambar 3.4 Batuan Induk – Distributaris Fasies & Delta Mahakam (Semco, 2004)… 21

Gambar 3.5 Diagram Roset arah-arah sesar utama (Bachtiar,et.al,1999)…………....... 24

Gambar 3.6 Skema model tekanan struktur geologi (Bachtiar,et.al,1999)…………….. 25

Gambar 3.7 Stratigrafi daerah telitian berdasarkan tipe log pada ZE 15

(Peneliti, 2010)…………………………………………………………....... 26

Gambar 4.1 Klasifikasi delta menurut Fisher et Al., 1969 Vide Elliot (1982).................. 29

Gambar 4.2 Klasifikasi Delta Menurut Galloway (1975) Vide Serra (1985)............... 30

Gambar 4.3 Bagian-bagian Sand Deposit pada sistem delta (Coleman & Prior, 1982).... 33

Gambar 4.4 Lingkungan pengendapan dari Delta front (Total, 2004).............................. 34

Gambar 4.5 Morfologi Delta Mahakam aecara keseluruhan

(Modifikasi Allen & Chamber, 1998)............................................................ 35

Gambar 4.6 Komponen – komponen delta (G.P. Allen., 1989)........................................ 36

Gambar 4.7 Sayatan suatu lubang bor yang menunjukkan zona terusir, zona

peralihan (annulus) dan zona tidak terusir serta sejumlah

parameter geofisika yang penting (Schlumberger,1985/1986)…………… 39

Gambar 4.8 Respon Gamma Ray secara umum terhadap variasi ukuran butir

(Walker & James, 1992)…………………………………………………….. 45

Gambar 5.1 Contoh data log pada sumur ZE-5 (peneliti, 2010)………………………… 59

Gambar 5.2 Contoh data composite log pada sumur ZE-5 (SEMCO,2004)……………. 60

Gambar 5.3 Peta lokasi sumur pada Lapangan Semberah (SEMCO, 2004)……………. 61

xi

Gambar 5.4 Penampang line seismik lintasan 1 (SEMCO, 2004)

pada Lapangan Semberah ………………………………………………….. 62

Gambar 5.5 Penampang line seismik lintasan 2 (SEMCO, 2004)

pada Lapangan Semberah ………………………………………………….. 63

Gambar 6.1 Contoh interpretasi lithologi di daerah penelitian berdasarkan tipe

log ZE 5 (Penulis, 2010)……………………………………………………. 66

Gambar 6.2 Interpretasi karakter batuan dan kandungan fluida lapisan batupasir

“Z_E” pada sumur ZE 5 (Peneliti, 2010)…………………………………… 67


“Z_E” pada sumur ZE 6 (Peneliti, 2010)………………………………….. 68


“Z_E” pada sumur ZE 8 (Peneliti, 2010)…………………………………… 69


“Z_E” pada sumur ZE 17 (Peneliti, 2010)…………………………………. 70

Gambar 6.6 Interpretasi lingkungan pengendapan lapisan batupasir “Z_E” dari

masing-masing data well logs sebagai endapan Distributary Mouth Bar

di Lapangan Semberah (Peneliti, 2010)……………………………………. 80

Gambar 6.7 Lintasan korelasi A-A’ dari tiap-tiap sumur pemboran di Lapangan

Semberah (Peneliti, 2010)………………………………………………….. 82

xii

DAFTAR TABEL

Tabel 4.1 Karakteristik sikuen pengendapan delta

(Galloway, 1975, Vide Serra, 1985)…………………………………………. 30

Tabel 4.2 Contoh deskripsi cutting (Koesoemadinata, 1980)………………………….. 49

Tabel 6.1 Hasil perhitungan petrofisik lapisan batupasir “Z_E”………………………. 76

Tabel 6.2 Kedalaman pola log Cylindrical dan Bell pada tiap-tiap sumur sebagai

endapan Distributary Channel (Peneliti, 2010)………………………………. 78

Tabel 6.3 Kehadiran pola kurva log Funnel Pada tiap-tiap sumur sebagai endapan

Distributary Mouth Bar (Peneliti, 2010)……………………………………… 79

Tabel 6.4 Tabel data top struktur………………………………………………………. 80

Tabel 6.5 Data ketebalan batupasir bersih……………………………………………... 85

xiii

DAFTAR LAMPIRAN

Lampiran 1 Hasil Perhitungan Petrofisik Lapisan Batupasir “Z_E” pada sumur ZE 5……..93



Lampiran 4 Hasil Perhitungan Petrofisik Lapisan Batupasir “Z_E” pada sumur ZE 17…....98

Lampiran 5 Korelasi dan Pemetaan Bawah Permukaan…………………………………….104

1

BAB I

PENDAHULUAN

I.I Latar Belakang Penelitian

Cekungan Kutai merupakan salah satu dari cekungan terbesar di indonesia dan

juga memiliki kandungan hidrokarbon yang sangat besar. Dari kondisi yang ada pada

cekungan kutai banyak perusahaan-perusahaan mulai dari dalam negeri hingga

perusahaan asing melakukan kegiatan mulai dari eksplorasi yang merupakan

kegiatan mencari sumber daya yang ada dengan seismic, pemboran dan well

logging. Kegiatan Eksploitasi yaitu menentukan jumlah cadangan yang ada dan

yang dapat terambil dan terakhir tahap development atau pengembangan yaitu

pengambilan sumber daya hingga waktu tertentu lapangan tersebut beroperasi dan

pencarian sumber daya baru.

PT. Semberani Persada Oil (SEMCO) salah satu perusahaan yang bergerak

dalam industri minyak dan gas bumi yang beroperasi di Cekungan Kutai Kalimantan

Timur. Perusahaan ini menjadi penyedia akan sumber energi bagi perusahaan-

perusahaan negeri maupun swasta di negara ini.

Dalam rangka pengembangan dan peningkatan perolehan minyak dan gas

bumi, maka dilakukan pencarian lebih lanjut dengan peluasan area eksplorasi dan

eksploitasi. Pemetaan bawah permukaan dengan menggunakan data log sumur, data

cutting dan coring dapat mengambarkan model reservoir bawah permukaan yang

merupakan suatu tempat terdapatnya minyak dan gas bumi. Kegiatan ini akan

membantu dalam program eksploitasi minyak dan gas bumi untuk menghitung

cadangan yang terperinci.

Lapangan Semberah merupakan salah satu area PT SEMCO yang terbukti dan

menghasilkan hidrokarbon yang terletak di Cekungan Kutai, Kalimantan Timur.

Untuk menstabilkan dan meningkatkan cadangan yang terdapat dilapangan tersebut

dilakukan penambahan sumur-sumur baru di Lapangan Semberah, maka perlu

dilakukan pemetaan kembali untuk mengetahui geometri dan penyebaran batuan

reservoir.

2

Berdasarkan hal tersebut peneliti bermaksud mengambil judul tentang

“Pemetaan Bawah Permukaan dan Perhitungan Cadangan Hidrokarbon

Lapisan Batupasir “Z_E” Berdasarkan Data Bawah Permukaan Pada

Lapangan Semberah Cekungan Kutai Kalimantan Timur”

I.2 Rumusan Masalah

Minyak dan gas bumi berada pada suatu lingkup yang disebut batuan reservoir.

Batuan tersebut terdapat di bawah permukaan yang diharuskan melakukan eksplorasi

dan eksploitasi untuk mengetahui keberadaan hidrokarbon tersebut. Tahapan dalam

pencariannya dilakukan dengan melakukan pemboran dan wireline logging. Dengan

hasil dari kegiatan tersebut diketahui sifat-sifat dari batuan yang berada di bawah

permukaan, jika keberadaan batuan reservoir telah ditemukan perlu dilakukan analisa

terperinci seperti menentukan ketebalan, sifat petrofisiknya serta menghubungkan

batuan tersebut dengan sumur lain untuk mengetahui penyebarannya.

Dalam hal ini Lapangan Semberah merupakan area yang masih memproduksi

minyak dan gas bumi. Untuk mengoptimalkan produksi dan pengembangannya,

maka dilakukan analisis ulang terhadap sumur-sumur pemboran lama dan baru

dengan melakukan pemetaan bawah permukaan. Ruang lingkup penelitian ini

difokuskan mengenai penyebaran lapisan batuan reservoir, pemetaan bawah

permukaan (peta top structur, net sand dan net pay oil) untuk menghitung cadangan

minyak pada lapisan “Z_E” Lapangan Semberah Formasi Mentawir, Cekungan Kutai

berdasarkan data wireline log.

Adapun permasalahan yang dibahas dalam penelitian ini antara lain :

1. Batuan apa saja yang terdapat di bawah permukaan pada Lapangan Semberah.

2. Terdapat pada lingkungan pengendapan apa lapisan batupasir “Z_E” terbentuk.

3. Bagaimana pola geometri dan penyebaran lapisan batupasir “Z_E”.

4. Batuan mempunyai karakteristik bagaimana dan jenis fluida ada yang terdapat

pada lapisan tersebut.

5. Berapa jumlah kandungan fluida yang terdapat pada lapisan reservoar batupasir

“Z_E” di Lapangan Semberah

3

I.3 Maksud & Tujuan

Maksud dari penulisan skripsi ini adalah untuk menerapkan ilmu yang telah

didapat di bangku kuliah kedalam praktek yang sebenarnya di lapangan dan

membandingkan dengan hasil studi yang telah dilakukan perusahaan sehingga

diharapkan tercapai keseimbangan antara teori yang didapat dengan pengalaman

kerja yang didapat dari perusahaan dan juga merupakan salah satu syarat yang wajib

dilaksanakan dalam memenuhi persyaratan Sarjana Strata 1 pada Jurusan Teknik

Geologi, Fakultas Teknologi Mineral UPN “Veteran” Yogyakarta.

Tujuan dari penelitian ini adalah :

1. mengetahui variasi lithologi secara lateral maupun vertikal pada daerah

penelitian.

2. mengetahui lingkungan pengendapan pada daerah penelitian.

3. mengetahui sifat fisik batuan dan jenis kandungan fluida yang terdapat pada

tiap sumur di daerah penelitian.

4. mendapatkan bentuk geometri dan penyebaran lapisan “Z_E” yang

merupakan batuan reservoir daerah telitian.

5. mengetahui jumlah cadangan hidrokarbon yang terdapat pada lapisan

“Z_E” Lapangan Semberah

I.4 Batasan Masalah

Penelitian ini mencakup pada suatu lapisan batuan reservoar yang terletak

pada Formasi Mentawir yang merupakan salah satu formasi Cekungan Kutai

Kalimantan Timur. Kegiatan eksplorasi dan eksploitasi dilakukan untuk mengetahui

keberadaan suatu lapisan batuan yang berpotensi sebagai batuan reservoar dan

mengandung unsur hidrokarbon yaitu minyak dan gas. Dalam penelitian ini data

utama yang dipakai berupa data sumur pemboran yaitu data log sumur, data deskripsi

cutting dan data penunjang seperti penampang line seismic. Kegiatan eksplorasi

berupa pencarian dan penentuan luas penyebaran lapisan batuan reservoar yaitu

lapisan batupasir “Z_E” dengan data log sumur dan deskripsi cutting. Sedangkan

kegiatan eksploitasi adalah mengukur volume batuan reservoar dan menghitung

jumlah cadangan hidrokarbon dari lapisan batupasir “Z_E”.

4

I.5 Lokasi & Waktu Penelitian

Lokasi penelitian ini dilakukan di perusahaan PT. SEMBERANI PERSADA

OIL (SEMCO) yang berkantor pusat di Jakarta, sedangkan area kohesinya terletak

di lapangan Semberah Cekungan Kutai Kalimantan Timur yang berjarak kurang

lebih 40 km di sebelah timur laut kota Samarinda dan secara geografis terletak pada

00 16’ 41,86” - 00 18’ 41.75” LS dan 1170 17’ 45.63” - 1170 18’ 35.51” BT

dengan luasan area 13.51 km2 (gambar 1). Daerah telitian termasuk dalam

Kotamadya Samarinda, Propinsi Kalimantan Timur. Penelitian ini dilakukan selama

3 bulan dimulai dari tanggal 2 November 2009 s/d 31 Januari 2010, kemudian

dilanjutkan dengan tahap bimbingan, penyusunan laporan dan presentasi akhir

penelitian di kampus.

Gambar 1.1 Letak geografis Lapangan Semberah

Lapangan Semberah

5

I.6 Hasil yang Diharapkan

Penelitian ini diharapkan mampu memberikan gambaran keselurahan dari

sifat batuan reservoir yang dianalisa. Mulai dari sifat petrofisiknya seperti porositas

dan saturasi air serta mampu menentukan lingkungan pengendapan dari batuan

reservoir yang memiliki penyebaran di tiap-tiap sumur pemboran yang akan

dihubungkan dan memberikan gambaran bentuk geometri batuan yang

divisualisasikan menjadi peta bawah permukaan (peta top struktur, peta net sand

dan peta net pay). Hasil keseluruhan tersebut dihubungkan untuk mendapatkan sifat

kuantitas batuan yaitu jumlah kandungan minyak yang terdapat di batuan reservoir

Formasi Mentawir.

Selebihnya peneliti juga berharap hasil dari penelitian ini diakui dan dapat

digunakan dalam pengembangan data yang telah ada dari perusahaan sehingga dapat

meningkatkan nilai ekonomis dari batuan reservoir “Z_E”

I.7 Manfaat Penelitian

Manfaat penelitian adalah :

a. Bagi keilmuan

Mengaplikasikan ilmu yang didapat di lingkungan kampus ke dalam

bidang industry minyak dan gas bumi

Mengetahui keadaan bawah permukaan baik sifat fisik, kimia maupun

bentuk geometri batuan dari lapisan batuan yang dicari yaitu lapisan

“Z_E”

Mengetahui prosedur kegiatan penelitian mulai dari eksplorasi hingga

eksploitasi minyak dan gas bumi.

b. Bagi institusi

Menambah pemasukan data dari data sebelumnya.

Dapat dijadikan acuan dalam pengembangan lapangan atau penambahan

sumur baru

6

BAB II

METODOLOGI

Kegiatan eksplorasi & eksploitasi di Lapangan Semberah menghasilkan data-

data yang mengidentifikasikan keberadaan dari hidrokarbon yang akan dicari.

penelitian ini dilakukan untuk mengevaluasi kembali data yang telah ada dan yang

baru untuk dianalisa ulang kembali. Data log sumur, seismik dan data lainnya

dipakai untuk mencari keberadaan lapisan-lapisan reservoir yang mengandung

hidrokarbon serta menentukan lingkungan pengendapan dari batuan reservoar

tersebut.

II.1 Metode Penelitian

Lapangan Semberah memiliki beberapa lapisan yang teridentifikasi

mengandung hidrokarbon. Penelitian ini difokuskan pada lapisan batuan reservoar

“Z_E” yang merupakan salah satu lapisan yang mengandung hidrokarbon. Dari data

yang ada berupa data sumur pemboran yaitu data log sumur dan deskripsi cutting.

Tujuh sumur menembus zona reservoar “Z_E” yaitu sumur ZE 15, ZE 6, ZE 20, ZE

8, ZE 16, ZE 5, ZE 17 dan dua sumur pendukung yaitu sumur ZE 19 dan ZE 3 serta

lintasan penampang seismik yang akan dikombinasikan untuk menentukan keadaan

bawah permukaan secara detail. Penelitian diawali dari interpretasi lithologi dan

kandungan fluida dengan data log sumur yang terdiri dari tiga kolom kurva log yaitu

log lithologi, log resistivitas dan log porositas. Semua jenis batuan yang mempunyai

sifat fisik dan kimia yang sama dikorelasikan untuk mengetahui penyebaran

lapisannya dan divisualisasikan kedalam peta bawah permukaan seperti peta top

structure, peta net sand dan peta net pay oil. Dari peta net pay oil kita dapat

mengetahui volume dari batuan reservoar yang akan dihitung dengan komponen

perhitungan cadangan lainnya maka didapatkan nilai cadangan hidrokarbon lapisan

“Z_E” dalam bentuk barrel yang merupakan tujuan akhir dari penelitian ini.

7

II.2 Tahapan Penelitian

Prosedur penelitian ini dilakukan dibagi menjadi beberapa tahapan, yaitu

tahapan pendahuluan, tahapan pengumpulan data, tahapan analisis, interpretasi dan

diakumulasikan menjadi penyajian data dan penyusunan laporan akhir.

II.2.1 Tahap Pendahuluan

Sebelum melakukan studi tugas akhir di perusahaan PT Semberani

Persada Oil penulis terlebih dahulu melakukan studi pustaka di kampus

Jurusan Teknik Geologi, Fakultas Teknologi Mineral, UPN “Veteran”

Yogyakarta. Hal ini dilakukan agar nantinya dalam melaksanakan Tugas

Akhir, penulis mempunyai pengetahuan yang lebih di dalam menganalisis

setiap data yang diperoleh. Pada tahap ini juga dilakukan persiapan berupa

kelengkapan administrasi, pemilihan tema Tugas Akhir serta melakukan

diskusi dengan pembimbing baik di kampus maupun dengan pembimbing

dari perusahaan PT Semberani Persada Oil.

II.2.2 Tahap Pengumpulan Data

Data-data yang diberikan oleh perusahaan PT Semberani Persada

Oil dikumpulkan sebanyak-banyaknya oleh penulis agar mendapatkan hasil

secara detail dari kegiatan tugas akhir ini.

Data-data yang digunakan pada penelitian ini berupa :

1. Peta dasar (basemap) lapangan semberah yang terletak di Cekungan Kutai

Kalimantan Timur dengan luasan area sekitar 13.51 km2. Peta ini

menggambarkan posisi sumur-sumur yang ada di lapangan semberah

yang berjumlah 9 sumur pada analisis penelitian ini.

2. Data wireline logging yang masih dalam bentuk nilai ascii dan akan

diolah menjadi bentuk kurva log yang terdiri dari tiga kolom yaitu log

lithologi, log resistivitas dan log porositas.

3. data cutting dari tiap-tiap sumur. Data ini didapat dari data yang sudah

ada yaitu dari composite log.

4. lintasan penampang seismik yang melewati sumur-sumur penelitian.

8

II.2.3 Tahap Analisis dan Interpretasi data

Tahap analisis dan interpretasi data pada penelitian ini dilakukan

dalam beberapa tahapan mulai dari analisis batuan hingga perhitungan

cadangan. Adapun prosedur penelitian ini meliputi :

II.2.3.1 Analisis Data Sumur

Terbagi menjadi beberapa analisis, yaitu :

Interpretasi Lithologi

Untuk penentuan lithologi, setiap lithologi memiliki sifat-sifat

berbeda yang tampak pada kurva log. Data log yang dipakai dalam

interpretasi lithologi umumnya dipakai dan dikombinasikan antara

kolom log lithologi, log resistivitas dan log porositas

Analisis Data Cutting

Dalam korelasi data kurva log memang bisa dijadikan acuan

dalam penentuan lithologi berdasarkan sifat yang sama. Tetapi tidak

semua bentuk kurva log yang sama akan mencerminkan batuan yang

sama, maka digunakan data cutting sebagai penentu kemenerusan

lapisan batuan. Data cutting juga digunakan untuk identifikasi

kandungan fluida batuan.

Interpretasi Lingkungan Pengendapan

Untuk pengenalan lingkungan pengendapan suatu batuan

digunakan data log sumur yaitu kurva log gamma ray (GR). Istilah

analisis elektrofasies dari respon gamma ray secara umum terhadap

variasi ukuran butir digunakan yang mempunyai bentuk-bentuk dasar

berupa cylindrical, irregular, bell, funnel, symmetrical dan

asymmetrical. Setiap pola akan mencerminkan lingkungan

pengendapan tertentu berdasarkan bentuk elektrofasiesnya

Analisa Data Petrofisik Reservoar

Pada perhitungan cadangan memerlukan komponen data petrofisik

yaitu porositas (ϕ) dan saturasi air (SW). Kedua data tersebut

didapatkan dari software GS 4.5 tetapi didasarkan dari pencarian

dengan menggunakan chart schlumberger antara log densitas dengan

9

log neutron untuk mencari porositas dan saturasi air dari perhitungan

rumus.

II.2.3.2 Korelasi

Pada tahap korelasi antar sumur umumnya digunakan data kurva

log yaitu log gamma ray (GR). Kenampakan gamma ray yang sama

diindikasikan sebagai batuan yang sama tetapi juga didukung dengan

data cutting. Tahap korelasi dimulai dari bagian yang paling atas ke

bawah sumur hingga sudah tidak menunjukkan kemenerusan lagi,

setelah itu dilakukan korelasi dari bawah ke atas sumur. Untuk

pendekatan tahap korelasi digunakan penarikan marker

kronostratigrafi berupa flooding surface (fs) dimana penarikan ini

ditentukan dari gradasi nilai gamma ray atau juga dengan finning

upward dan coarsening upward. Korelasi marker kronostratigrafi

dilakukan untuk mengetahui penyebaran lateral dan vertikal dari suatu

lithologi berdasarkan kesamaan waktu pada masing-masing sumur,

serta tujuan akhir berupa pembuatan penampang stratigrafi.

II.2.3.3 Pemetaan Bawah Permukaan

Pembuatan peta bawah permukaan penulis membahas atau

meneliti tentang lapisan reservoar “Z_E”. Peta bawah permukaan ini

bersifat kuantitatif dengan menggunakan kedalaman top lapisan dan

keteb alan lapisan reservoar. Data-data tersebut akan diolah lebih

lanjut sehingga akan menghasilkan peta bawah permukaan.

Peta-peta geologi bawah permukaan tersebut antara lain :

Peta Top Struktur

Peta ini menggambarkan tentang kedalam top lapisan “Z_E”

dari masing-masing sumur pemboran terhadap sea level.

Peta Net Sand

Peta ketebalan batupasir bersih (net sand) menggambarkan

ketebalan batupasir lapisan “Z_E” yang telah dikoreksi terhadap

kandungan shale pada tubuh batupasir tersebut.

10

Pet Net Pay

Setelah peta top struktur dan peta net sand digambarkan baru

dibuatlah peta net pay dengan menggabungkan atau

mengoverlaykan kedua peta tesebut. Batas-batas penyebarannya

adalah dengan menentukan daerah batas fluida seperti GOC (gas

oil contact) atau WOC (water oil contact), selanjutnya peta ini

digunakan sebagai dasar untuk perhitungan cadangan.

II.2.3.4 Perhitungan Cadangan

Perhitungan cadangan minyak dan gas di dalam batuan reservoar

dihitung dengan cara volumetric. Metode ini memerlukan parameter-

parameter tertentu meliputi volume reservoar yang mengandung

hidrokarbon, porositas batuan dan saturasi air. Peta yang diperlukan

dalam perhitungan cadangan antara lain peta top structure, peta net

sand, peta net pay. Ada tiga pendekatan yang digunakan untuk

menghitung volume bulk (Vb) batuan reservoar dari peta net pay yaitu

metode pyramidal, metode trapezoidal dan metode grafis. Perhitungan

volume hidrokarbon dilakukan dengan menggunakan planimeter.

Pada metode planimeter ini luas masing-masing daerah dibatasi oleh

kontur peta. Setelah Vb diperoleh selanjutnya menghitung original oil

in place.

II.2.3.5 Tahap Evaluasi

Merupakan tahapan akhir dari penelitian yang merupakan bentuk

penyajian dari setiap tahapan-tahapan yang dilakukan pada penelitian

ini dengan menyusun laporan yang sistematis.

II.2.3.6 Tahap Penyusunan Laporan

Merupakan penyajian semua data yang telah dianalisis yang

dirangkum dalam bentuk laporan akhir. laporan ini akan

dipresentasikan pada sidang kolokium dan juga sidang pendadaran.

11

Gambar 2.1. Bagan Alir Penelitian

Studi Literatur

Pengumpulan Data

Analisis Data

1. ZE 19 6. ZE 16 2. ZE 15 7. ZE 5 3. ZE 6 8. ZE 17 4. ZE 20 9. ZE 3 5. ZE 8

Data Log Data Cutting Data Core

Composite Log Side wall Core

Kedalaman Reservoar Tebal Reservoar

Jenis Lithologi Jenis Fluida Nilai Porositas (φ) dan Saturasi Air (SW) Lingkungan Pengendapan dan Fasies

Interpretasi Lithologi Interpretasi Kandungan Fluida Penentuan Lingkungan

Pengendapan

Jenis Lithologi : Batupasir, batulempung, batubara, batugamping Jenis Fluida : Minyak, air Lingkungan Pengendapan/ Fasies : Delta plain, delta front, prodelta/ distributary mouthbar, distributary channel, floodplain, marsh

Korelasi Stratigrafi Korelasi Struktur

Peta Top Strukture Peta Net Sand Peta Net Pay

Perhitungan Cadangan

Laporan Akhir

Interpretasi Lithologi Interpretasi Kandungan Fluida

12

BAB III

KAJIAN PUSTAKA

III.1 Geologi Regional Cekungan Kutai

Cekungan Kutai merupakan cekungan terluas (165.000 km2) dan terdalam

(12.000 – 14.000 meter) di Indonesia yang terletak di pantai timur Kalimantan dan

daerah paparan sebelahnya.

Cekungan Kutai merupakan cekungan hidrokarbon yang berumur Tersier dimana

minyak dan gas bumi terperangkap pada batupasir berumur Miosen dan Pleistosen.

Cekungan ini terbentuk dan berkembang akibat proses-proses pemisahan diri akibat

regangan di dalam lempeng Mikro Sunda yang menyertai interaksi antara lempeng

Sunda dengan lempeng Pasifik di sebelah Timur, lempeng Hindia – Australia di selatan,

dan lempeng Laut Cina Selatan di utara.

III.2 Kerangka Tektonik Cekungan Kutai

Cekungan Kutai meliputi suatu area seluas 60.000 km2, terletak di pantai timur

Kalimantan, terdiri dari sediment Tersier yang berkembang setebal 14 km. cekungan ini

dibatasi oleh Semenanjung Mangkalihat di sebelah utara, suatu tinggian yang

memisahkan Cekungan Kutai dengan Cekungan Tarakan, paparan Paternoster dan

Tinggian Meratus di sebelah selatan, Tinggian Kuching di sebelah barat, dan paparan

benua Selat Makassar di sebelah timur (Gambar 3.1). Lapangan Semberah berlokasi di

Cekungan Kutai Bawah pada tepi bagian barat area cekungan yang terbukti

menghasilkan minyak (Pertamina BPPKA, Petroleum Geology of Indonesian Basins,

Vol. XI, Kutai Basin, hal. 5).

Proses tektonik yang berkaitan dengan sejarah pembentukan Cekungan Kutai

adalah rifting Selat Makassar sepanjang Eosen Tengah sampai Oligosen Awal (Asikin,

1995). Pada periode ini gaya berarah SE, yang merupakan manifestasi proses tumbukan

13

India dengan lempeng benua Asia, memacu rifting Selat Makassar sepanjang rangkaian

strike-slip fault parallel yang merupakan reaktifasi struktur sebelumnya yaitu Adang

Fault, Mangkalihat Fault, dan lain-lain. Proses ini merupakan inisiasi pembentukan

Cekungan Kutai sebagai rift basin. Trend cekungan mengikuti arah rezim rekahan

teraktifasi yang merupakan faktor pendorong bagi terbentuknya Cekungan Melawi,

Cekungan Ketungau, dan Cekungan Kutai.

Katili (1984) berpendapat bahwa Cekungan Kutai adalah sebuah aulakogen,

yaitu cekungan yang terbentuk akibat system rekahan segitiga (Triple junction rifting),

yang berkaitan dengan rifting Selat Makassar pada awal Tersier. Pendapat ini didukung

pula oleh Van De Weerd dan Armin (1992) yang menjelaskan bahwa Cekungan Kutai

terbentuk pada Kala Eosen Tengah sebagai cekungan ekstensional.

Gambar 3.1 Lokasi Cekungan Kutai Pada Tatanan Tektonik Pulau Kalimantan

(SEMCO, 2004)

L o k a s i P e n e l i t i a n

14

Awal pengendapan yang terjadi di Cekungan Kutai adalah sepanjang rentang

Eosen Akhir – Oligosen, dimana pada kala itu proses transgresi mencapai maksimum,

terutama di Cekungan Kutai Bawah (Lower Kutai Basin). Sepanjang rentang Miosen

Awal, cekungan mulai terisi oleh sediment Delta Mahakam. Proses ini mengalami

peningkatan dan sangat intensif pada Kala Miosen Tengah dimana terjadi pembalikan

tektonik pertama (first major tectonic inversion) berupa pengangkatan Kompleks

Orogenik Kuching dan dimulainya proses regresi (Van de Weerd dan Armin, 1992).

Proses pembalikan tektonik ini menyebabkan aliran Sungai Mahakam purba tertutup dan

beralih menjadi aliran yang berlaku hingga saat ini (Resen), dan diikuti oleh intensifikasi

progradasi Delta Mahakam.

Pembalikan tektonik kedua terjadi pada masa Mio – Pliosen, yaitu pada saat terjadi

tumbukan (collision) antara Banggai – Sulawesi. Proses ini membentuk pola struktur

geologi dengan dominasi arah NNE – SSW yang merupakan arah struktur umum

Cekungan Kutai yang tersingkap saat ini (Van de Weerd dan Armin, 1992) yaitu berupa

rangkaian antiklin dengan dan jalur thrust fault di bagian selatan barat. Rangkaian

antiklin ini dikenal sebagai Antiklinorium Samarinda (gambar 3.2).

Gambar 3.2 Perkembangan Arah Struktur NNE-SSW dan NW-SE Pada Mio-Pliosen di Cekungan Kutai

(SEMCO, 2004)

Lokasi Penelitian

15

III.3 Stratigrafi Regional Cekungan Kutai

Stratigrafi Cekungan Kutai yang telah dikaitkan dengan kerangka tektonik

cekungan, diilustrasikan oleh Kolom Stratigrafi & Kerangka Tektonik Cekungan Kutai,

Kalimantan timur (Satyana. Et.al.,1999). (Gambar 3.3).

Berikut merupakan urutan stratigrafi dari batuan yang tua ke muda :

1. Basement Cekungan

Dalam Petroleum of Indonesian Basins, Vol. XI, tentang Cekungan Kutai yang

disusun oleh Pertamina BPPKA (1997), basement Cekungan Kutai terdiri atas 3

jenis batuan yang merepresentasikan proses masing-masing, yaitu :

1. asosiasi batuan sediment yang telah terubah dan memperlihatkan variasi derajat

metamorfisme.

2. basemen batuan beku yang tersingkap di area bagian hulu sungai Mahakam,

merupakan hasil dari proses vulkanik yang terjadi pada sepanjang kala Eosen

Awal - Eosen Tengah.

3. Basemen vulkanik Pra Tersier ditembus oleh Sumur Gendring (bagian Tenggara

Kutai). Berdasarkan penanggalan, batuan ini terbentuk pada kala Kapur Awal.

2. Lapisan Boh

Endapan Tersier Tertua adalah Lapisan Boh (Boh Beds), tersusun atas serpih,

batulanau, dan batupasir halus. Lapisan ini berumur Awal Eosen Tengah,

ditunjukkan oleh keberadaan foraminifera Globorotalia bullbrooki. Tersingkap di

area hulu Sungai Mahakam, Sungai Boh, secara lokal di Tanjung Mangkalihat, dan

di bagian utara cekungan yaitu daerah Bungalun, Tabalar, dan Sungai Karang (Van

Bemmelen, 1949, p.131).

3. Lapisan Keham Halo

Pada saat peralihan Eosen Tengah – Eosen Akhir terdapat suatu fase regresi yang

sangat kuat, diperlihatkan oleh adanya clastic wegde yang dilanjutkan dengan

endapan marine berumur Eosen Akhir – Oligosen Awal. Unit klastik tersebut

dinamakan Lapisan Keham Halo, tersusun dari batupasir dan konglomerat yang

16

berkembang sangat tebal di bagian barat Cekungan Kutai, yaitu mencapai ketebalan

1400 – 2000 m.

4. Lapisan Atan

Unit marine yang berada di atas Lapisan Keham Halo yang terdiri dari serpih dan

mudstone dikenal sebagai Lapisan Atan yang berumur Eosen Akhir – Oligosen

Awal, berkembang mencapai ketebalan 200 – 400 m. unit marine ini sangat kaya

akan foraminifera, dan menunjukkan suatu kisaran umur menerus antara P15 – P21

(N2).

5. Formasi Marah

Formasi Marah diendapkan pada Kala Oligosen Akhir (N2/ N3), diendapkan

secara tidak selaras di atas Lapisan Atan. Ketidakselarasan ini disebabkan oleh suatu

fase tektonik yang secara kuat menyebabkan terbentuknya struktur geologi di daerah

tersebut dan mengubah sumber sediment dari selatan menjadi dari arah barat. Proses

ini merefleksikan pola pengendapan di Cekungan Kutai hingga saat ini.

Formasi Marah tersusun oleh batupasir, konglomerat, dan sedikit endapan

vulkanik klastik, dengan sisipan serpih dan batu bara yang signifikan. Bahan klastik

ini berasal dari arah barat. Penyebarannya ke arah timur tidak diketahui secara pasti

namun diperkirakan mencapai hilir Sungai Mahakam resen. Formasi Marah

berkembang mencapai ketebalan 120 m.

6. Formasi Pamaluan

Formasi Pamaluan yang merupakan suatu unit serpih – batulanau marine

diendapkan secara selaras di atas Formasi Marah pada Kala Oligosen Akhir, yang

merupakan satu paket pengendapan transgresif. Ketebalan formasi ini mencapai

1000 m. Analisa foraminifera mengindikasikan bahwa formasi ini berada pada

kisaran zona N3 – N5 (BPPKA Pertamina, 1997).

7. Kelompok Bebulu

Di atas Formasi Pamaluan diendapkan batugamping dari Formasi Maruat.

Lapisan batugamping ini membentuk platform melebihi sebagian Cekungan Kutai

dengan ketebalan mencapai 100 – 200 m. umur formasi adalah Miosen Awal, atau

17

berada pada kisaran N6 – N9. Formasi Maruat pada kisaran N8 – N9 diendapkan

bersamaan dengan Formasi Pulau Balang secara selaras dengan perubahan fasies

secara lateral. Formasi Pulau Balang tersusun atas batulempung dan serpih dengan

perselingan ataupun sisipan batugamping dan batupasir. Unit ini berkembang

mencapai ketebalan 1500 m. kedua formasi ini merupakan anggota Kelompok

Bebulu.

8. Kelompok Balikpapan

Kala Miosen Tengah dimulai dengan pengendapan secara tidak selaras di atas

batugamping Formasi Maruat yaitu Formasi Mentawir bersamaan dengan Formasi

Gelingseh secara selaras dengan perubahan fasies secara lateral, Kelompok

Balikpapan (Marks et.al., 1982). Formasi Mentawir tersusun atas batupasir massif

dengan ukuran butir halus – sedang, mengalami perselingan dengan batulempung,

batulanau, serpih, dan batubara. Unit ini berkembang setebal 540 m di Balikpapan

namun menyerpih ke arah offshore. Formasi Gelingseh terdiri dari batulempung,

batulanau dan batupasir. Formasi ini diendapkan sepanjang Miosen Tengah atau

berada pada kisaran N9 – N14. di atas Formasi Mentawir dan Formasi Gelingseh

diendapkan secara selaras Formasi Klandasan, Kelompok Balikpapan.

Keseluruhan formasi di atas merupakan Kelompok Balikpapan, terendapakan

dalam rentan umur sepanjang Miosen Tengah – Miosen Akhir. Kisaran waktu ini

ditutup oleh suatu proses regresi besar, hal ini diindikasikan oleh kehadiran unit

klastik yang lebih muda, dikenal sebagai Formasi Kampung Baru.

9. Formasi Kampung Baru

Rentang Kala Pliosen – Kuarter diawali dengan pengendapan Formasi Kampung

Baru, diendapkan di sepanjang rentang Pliosen dengan kontak secara tidak selaras

dengan Kelompok Balikpapan. Formasi ini tersusun oleh batupasir, batulanau,

serpih, dan kaya akan batubara. Unit klastik yang lebih kasar berkembang di bagian

bawah dari formasi dengan kisaran ketebalan 30 – 120 m. Ke arah timur, batupasir

berubah fasies menjadi unit serpih. Unit klastik halus pada bagian teratas dari

formasi ini memberikan bukti yang baik akan adanya fase transgresi pada Pliosen

18

Akhir, diperlihatkan dengan berkembangnya fasies karbonat.keseluruhan formasi ini

diendapkan di sepanjang rentang Kala Pliosen.

10. Kelompok Mahakam

Rentang Kala Pleistosen – Resen ditandai dengan pengendapan fasies deltaic

yang dikenal dengan Formasi Handil Dua. Formasi ini diendapkan bersamaan

dengan unit fasies laut yang berkembang kea rah lepas pantai yang dikenal dengan

Formasi Attaka. Bagian atas dari kedua formasi ini mencerminkan proses

pengendapan system Delta Mahakam saat ini.

19

Gambar 3.3 Statigrafi Cekungan Kutai (Satyana. Et.al., 1999)

Res “Z_E”

20

III.4 Delta Mahakam

Delta Mahakam yang terbentuk pada muara Sungai Mahakam bagian Timur

Kalimantan memisahkan Pulau Kalimantan dengan Pulau Sulawesi. Delta Mahakam ini

merupakan daerah yang memiliki kandungan hidrokarbon yang sangat besar mencapai

lebih dari 5 milliar barrel (Moss et al., 1997) yang merupakan akumulasi batupasir dari

fasies deltaic bar dan channel. Delta Mahakam modern merupakan delta aktif yang

terbentuk pada kondisi tropik yang dipengaruhi oleh pasang surut yang sangat besar dan

pengaruh fluvial (Allen & Thouvenin, 1976) dan adanya progradasi sejak akhir

transgresi Holosen sekitar 5000 – 6000 tahun yang lalu.

Secara umum Delta Mahakam terbentuk akibat pengaruh energi arus rendah (low

wave energy) serta campuran antara endapan sungai (fluvial) dan arus pasang surut

(tidal dan fluvial dominated).

III.5 Stratigrafi Delta Mahakam

Stratigrafi Delta Mahakam sangat dipengaruhi oleh keberadaan Tinggian

Kuching di sebelah barat, dimana sedimen yang diendapkan di Delta Mahakam berasal

dari padanya. Sedimen tersebut umumnya terdiri dari sedimen berbutir halus,

membundar baik dengan pemilahan yang baik. Kandungan kuarsa dalam sedimen

tersebut mengandung kuarsa dalam batupasir pada progradasi awal dari batuan granitik

Sunda Shield (Allen & Chamber, 1998).

Pola sedimentasi Delta Mahakam yang diawali fase regresi yang membentuk

sedimen-sedimen tebal yang terakumulasi di bagian timur cekungan dengan adanya

hubungan stratigrafi antara sedimen tersebut dengan fasies sedimentasi yang berbeda,

tetapi secara umum sedimen tersebut menunjukkan adanya siklus regresi dan transgrasi.

Pola delta plain dan delta front yang terdapat di Delta Mahakam secara umum

mengandung akumulasi hidrokarbon.

21

III.6 Petroleum Sistem Lower Kutai Basin

III.6.1 Batuan Induk

Menurut Stevano eet.al (2001) daerah Mahakam memiliki tiga jenis batuan yang

dapat menjadi batuan induk antara lain : batubara, lempung organik dan marine

mudstone. Batubara dan lempung organik dapat berasosiasi dengan lingkungan

pengendapan dari fluvial deltai-plain sampai delta-front, sedangkan marine mudstone

berasosiasi dengan dengan lingkungan dari distal deltafront sampai abyssal plane.

Persentase batubara yang hadir pada Delta Mahakam lebih besar dari pada

lempung organik dan marine mudstone, hal ini sesuai dengan jumlah akomodasi

sedimen gambut yang besar dan Delta Mahakam secara geografis berada pada daerah

equatorial. Lempung organik yang diendapkan pada lingkungan delta-plain hingga delta-

front memiliki material organik yang berasal dari transportasi sisa-sisa tumbuhan yang

berupa debris.

Gambar 3.4 Batuan Induk – Distributaris Fasies & Delta Mahakam (SEMCO, 2004)

22

Batuan induk pada daerah telitian terdapat pada Kelompok Bebulu Formasi

Meruat dengan satuan batuan berupa batugamping dan Formasi Pulau Balang tersusun

atas batulempung dan serpih dengan perselingan ataupun sisipan batugamping dan

batupasir yang terbentuk pada Miosen Awal pada lingkungan delta-plain.

Menurut Peterson and al., 1997, pada Lower Kutai Basin terdapat dua tipe

batubara yang teridentifikasi yaitu tipe lipnitic (lebih cenderung minyak) dan tipe

vitrinic (lebih cenderung gas) . nilai persentase batubara yang relatif tinggi yang terdapat

pada lower kutai basin salah satunya dipengaruhi oleh jumlah akomodasi sedimen yang

cukup besar dan letak geografis dari delta mahakam yang berada disekitar garis

khatulistiwa. Batubara ini memiliki nilai Total Organic Carbon (TOC) sekitar 65 % ,

nilai Genetic Potential (GP) sebesar 175 mg/g dan Hydrogen Indices (HI) lebih besar

dari 250. dilihat dari data di atas, jenis hidrokarbon yang terbentuk pada Lower Kutai

Basin mayoritas adalah minyak.

III.6.2 Migrasi Hidrokarbon

Pada Cekungan Kutai migrasi hidrokarbon yang dominan adalah secara lateral,

tanpa kontrol yang kuat dari pengangkutan regional. Batuan induk yang berada di

lingkungan Delta disalurkan secara efisien dari chanel-chanel batupasir yang menerus

dan beberapa mouth bar. Ketidakmenerusan antara delta-front bar dan distributary

channel juga terjadi pada migrasi hidrokarbon dengan jarak yang relatif luas. Sedangkan

pada batupasir yang terisolasi, hidrokarbon akan terperangkap secara stratigrafi.

Stevano Mora dkk (2001) menulis tentang migrasi hidrokarbon di daerah

Semberah Cekungan Kutai. Kesimpulannya adalah bahwa zona generasi minyak (Ro =

0.6), minyak telah tercapai di bawah kedalaman 700 m. Minyak di sekitar struktur yang

ada pada daerah telitian berasal dari batuan sumber yang ada di sekitar reservoir dan

tepatnya pada bagian sayap-sayap antiklin yang bermigrasi ke puncak.

23

III.6.3 Reservoar

Akumulasi minyak dan gas bumi yang terdapat di daerah Mahakam umumnya

ditemukan pada reservoar yang berumur Miosen Tengah sampai Miosen Akhir,

reservoar karbonat tidak terlalu banyak yang mengandung cadangan hidrokarbon

bernilai ekonomis dan secara signifikan akumulasi hidrokarbon juga dapat ditemukan

pada endapan turbidit. Pada lapangan minyak yang berada di darat (onshore) reservoar

pada umumnya terdiri dari sedimen-sedimen fluvial dan Distributary Channel, dimana

jarak distribusi antara tubuh batupasir dan jumlah akomodasi sedimen sangat

mengontrol konektivitas dari reservoar-reservoar tersebut. Reservoar pada daerah telitian

terdapat pada Formasi Mentawir Kelompok Balikpapan.

Reservoar pada bagian dalam lepas pantai (inner offsshore) terdiri dari sedimen-

sedimen lower delta-plain dan sedimen-sedimen delta-front. Sedimen-sedimen

distributary channel juga hadir dengan dimensi yang sama dengan reservoar darat, tetapi

lebih jarang muncul. Reservoar pada delta-front terdiri dari sedimen-sedimen mouth bar.

Reservoar pada daerah lepas pantai hingga laut dalam biasanya terdiri dari

endapan-endapan turbidit batupasir lempungan.

III.6.4 Perangkap dan Lapisan Penutup

Lapangan-lapangan minyak dan gas yang berada di Delta Mahakam memiliki

perangkap struktur dan stratigrafi. Reservoar-reservoar yang berupa endapan fluvial,

distributary channel dan mouth bar biasanya terdapat di bagian sayap dari antiklin, dan

dapat juga muncul sebagai perangkap campuran antara struktur dan stratigrafi.

Komponen-komponen stratigrafi muncul di bagian utara dan selatan Sungai Mahakam

modern, dimana paleo-channelnya miring terhadap sumbu struktur.

Lapisan penutup yang berada di Delta Mahakam umumnya berupa batulempung

(Shale), sedangkan di bagian laut dalam umunya didominasi oleh sejumlah besar

mudstone.

24

III.7 Geologi Daerah Telitian

III.7.1 Struktur Geologi

Struktur geologi yang berkembang di daerah telitian adalah sesar turun dan

perlipatan antiklin menunjam. Sesar turun yang berarah relatif utara timur laut-selatan

barat daya. Berdasarkan pemetaan bawah permukaan disimpulkan bahwa antiklin

menunjam ke arah NNE, dengan sudut penujaman rata-rata 130, pola kontur top struktur

memperlihatkan bahwa sayap antiklin asimetris.

Rangkaian sesar-sesar normal dan naik yang berkembang di daerah penelitian

umumnya berarah NW – SE. Sesar-sesar ini memotong keseluruhan urutan Formasi

Mentawir Bagian Tengah (Bacthiar, et.al., 1999), Diagram Roset arah-arah utama

komponen sesar yang berkembang di daerah telitian (Gambar 3.5) memperlihatkan arah

sesar naik adalah N250E (arah NNE – SSE), arah ini kurang lebih sejajar dengan arah

sumbu dan penunjaman Antiklin di daerah penelitian. Arah dominan rangkaian sesar-

sesar normal dan naik berada pada kisaran N2850E – N3250E (arah NW – SE). Model

tatanan struktur di lapangan Semberah dapat digambarkan secara skematik oleh sebuah

sketsa (Gambar3.6).

Gambar 3.5 Diagram Roset Arah – Arah Sesar Utama (Bacthiar et. Al., 1999)

25

Gambar 3.6 Skema Model Tatanan Struktur geologi (Bacthiar et. Al., 1999)

III.7.2 Stratigrafi

Daerah telitian termasuk ke dalam Formasi Mentawir yang memiliki variasi

lithologi antara lain batupasir, batulempung serta adanya beberapa lapisan batubara

(gambar 3.7). Formasi Mentawir masuk dalam satuan lingkungan pengendapan delta

yang didominasi oleh proses fluvial atau juga delta dengan pola prograding yaitu delta

yang mempunyai suplai sedimen yang banyak dan penurunan cekungan yang lambat.

Menurut data yang ada terdapat lapisan batupasir dengan selang-seling batulempung dan

juga beberapa lapisan batubara. Variasi lithologi ini dapat memberikan gambaran

terjadinya perubahan permukaan air laut dan juga supply sedimen dengan jumlah dan

waktu tertentu. Dari keadaan pada lokasi penelitian dapat dikatakan formasi mentawir

terbentuk pada lingkungan pengendapan delta yaitu delta plain dan delta front.

27

BAB IV

DASAR TEORI

IV.1 Lingkungan Pengendapan Delta

IV.1.1 Pengertian Delta

Pengertian delta adalah sebuah lingkungan transisional yang dicirikan oleh

adanya material sedimen yang tertransport lewat aliran sungai (channel), kemudian

terendapkan pada kondisi di bawah air (subaqueous), pada tubuh air tenang yang

diisi oleh aliran sungai tersebut, sebagian lagi berada di darat/subaerial (Friedman &

Sanders, 1978, vide Serra, 1985). Delta terbentuk di hampir semua benua di dunia

(kecuali di Antarika dan Greenland, yang daerahnya tertutup salju), dimana terdapat

pola penyaluran sungai dengan dimensi yang luas dan jumlah material sedimen yang

besar (Boggs, 1987). Pada umumnya, delta akan terbentuk apabila material sedimen

dari daratan yang terangkut lewat sungai dalam jumlah yang besar masuk ke dalam

suatu tubuh air yang tenang (standing body water). Sebagian material yang

terendapkan di muara sungai tersebut terendapkan pada kondisi subaerial (Barrel,

1912 vide Walker 1984).

Proses pengendapan pada delta menghasilkan pola progradasi yang

menyebabkan majunya garis pantai. Litologi yang dihasilkan umumnya mempunyai

struktur gradasi normal pada fasies yang berasosiasi dengan lingkungan laut (marine

facies). Dalam pembentukan delta, material sedimen yang dibawa oleh sungai

merupakan faktor pengontrol utama.

IV.1.2 Faktor Pengontrol Delta

Pembentukan delta dikontrol oleh interaksi yang rumit antara berbagai faktor

yang berasal/bersifat fluviatil, proses di laut dan kondisi lingkungan pengendapan.

Faktor-faktor tersebut meliputi iklim, pelepasan air, muatan sedimen, proses yang

terjadi di mulut sungai, gelombang (wave), pasang surut (tide), arus, angin, luas

shelf, dan lereng (slope), tektonik, dan geometri cekungan penerima (receiving basin)

28

akan mengontrol distribusi, orientasi, dan geometri internal endapan delta (Wright et

al., 1974, vide Walker, 1984).

Hanya beberapa proses saja yang tergolong sangat penting dalam mengontrol

geometri, proses internal yang bersifat progradasi pada delta (progradational

framework) serta kecenderungan arah penyebaran (trend) delta, yaitu : pasokan

sedimen, tingkat energi gelombang, dan tingkat energi pasang surut (Galloway,

1975; Galloway & Hobday, 1983 vide Boggs, 1987). Ketiga faktor inilah yang

nantinya akan sangat berperan dalam penggolongan delta ke dalam tiga tipe dasar

delta yang sangat fundamental yaitu (1) fluvial-dominated, (2) tide-dominated, dan

(3) wave-dominated (Boggs, 1987). Adanya dominasi diantara salah satu faktor

pengontrol tersebut akan mempengaruhi geometri delta yang terbentuk. Menurut

Curray (1969) delta memiliki beberapa bentuk yang umum, yaitu :

1. Birdfoot : Bentuk delta yang menyerupai kaki burung

2. Lobate : Bentuk delta seperti cuping

3. Cuspate : Bentuk delta yang menyerupai huruf (v)

4. Arcuate : Bentuk delta yang membundar

5. Estuarine : Bentuk delta tidak dapat berkembang dengan sempurna

IV.1.3 Klasifikasi Delta

Klasifikasi merupakan suatu usaha pengelompokkan berdasarkan kesamaan

sifat, fisik yang dapat teramati (Tabel 4.1). Dalam hal klasifikasi delta, ada beberapa

klasifikasi yang sering digunakan. Klasifikasi delta yang sering digunakan adalah

klasifikasi menurut Galloway, 1975 (Gambar 4.2) dan klasifikasi menurut Fisher,

1969 (Gambar 4.1).

Dalam klasifikasi Galloway (1975) ditampilkan beberapa contoh delta di

dunia yang mewakili tipikal proses yang relatif dominan bekerja membentuk setiap

tipikal delta, sebagai contoh fluvial dominated delta akan membentuk delta yang

berbentuk elongate contohnya adalah Delta Missisipi, kemudian tide dominated delta

akan membentuk delta yang berbentuk estuarine contohnya Delta Gangga-

Brahmaputra, selanjutnya wave dominated delta akan menghasilkan delta yang

berbentuk cuspate contohnya Delta San Fransisco. Namun, pada dasarnya setiap

delta yang terdapat di dunia tidaklah murni dihasilkan oleh dominasi salah satu

29

faktor pengontrol di atas, namun lebih merupakan hasil interaksi antara dua atau

bahkan tiga faktor pengontrol, sebagai contoh Delta Mahakam dan Delta Ebro yang

berbentuk lobate yang dihasilkan utamanya dari proses fluvial dan tidal dengan

sedikit pengaruh gelombang (wave) (Gambar 4.2).

Selain klasifikasi menurut Galloway, juga terdapat klasifikasi menurut Fisher

(1969). Dalam klasifikasi ini, Fisher menyimpulkan bahwa proses pembentukan delta

dipengaruhi oleh dua faktor pengontrol utama yaitu proses fluvial dan pasokan

sedimen, serta proses asal laut (marine processes). Berdasarkan dominasi salah satu

faktor tersebut, Fisher dalam klasifikasinya membagi delta menjadi dua kelompok

yaitu delta yang bersifat high constructive, apabila proses fluvial dan pasokan

sedimen yang dominan mengontrol pembentukan delta dan delta yang bersifat high

desctructive apabila proses asal laut yang lebih dominan. Pada gambar 4.1 dapat

dilihat beberapa geometri delta berdasarkan proses dominan yang mengontrolnya

menurut Fisher et al., (1969).

Gambar 4.1 Klasifikasi Delta menurut Fisher et Al., 1969 Vide Elliot (1982).

30

Gambar 4.2 Klasifikasi Delta menurut Galloway (1975) Vide Serra (1985).

Tabel 4.1 Karakteristik sikuen pengendapan delta

(Galloway, 1975, vide Serra, 1985).

IV.1.4 Sublingkungan Pengendapan Delta

Secara umum, delta dapat dibagi menjadi beberapa sublingkungan antara lain

delta plain yang terdiri dari upper delta plain dan lower delta plain dan subaqueos

delta plain yang terdiri dari delta front dan prodelta (Serra, 1985) (Gambar 4.5).

River Dominated Wave Dominated Tide Dominated

Geometry Elongate to Lobate Arcuate Estuarine to Irregular

Channel Type Straight to Sinuous

Distributaries Meandering Distributaries

Flaring Straight to Sinuous

Distributaries

Bulk Composition Muddy to Mixed Sandy Variable

Framework Facies

Distributary Mouth Bar and

Channel Fill Sands, Delta

Margin Sand Sheet

Coastal Barrier and Beach

Ridge Sands

Estuary Filland Tidal Sand

Ridges

Framework

Orientation

Parallels

Depositional Slope

Parallels

Depositional Slope

Parallels

Depositional Slope

31

IV.1.4.1 Delta Plain

Merupakan bagian delta yang berada pada bagian lowland yang tersusun atas

active channel dan abandoned channel .yang dipisahkan oleh lingkungan perairan

dangkal dan merupakan permukaan yang muncul atau hampir muncul. Delta Plain

dicirikan oleh suatu distributaries dan interdistributaries area. Proses sedimentasi

utama di delta plain adalah arus sungai, walaupun arus tidal juga muncul.

Pada daerah dengan iklim lembab, Delta plain mungkin mengandung

komponen organik penting (gambut yang kemudian menjadi batubara). Gambut

merupakan kemenerusan dari paleosol ke arah downdip (terletak pada bidang

kronostratigrafi yang sama) yang mewakili suatu periode panjang terbatasnya influks

sedimen klastik.

Delta plain dapat dibagi menjadi (Gambar 4.3):

1. Upper delta plain

Merupakan bagian delta yang berada di atas area pengaruh pasang surut (tidal)

dan laut yang signifikan (pengaruh laut sangat kecil). Pada lingkungan upper

delta plain dapat dijumpai beberapa macam endapan antara lain :

a. Endapan distibutary channel.

Endapan ini tersusun atas yaitu endapan braided dan endapan point bar

dengan struktur sedimen umunya berupa cross bedding, ripple cross

stratification, scour dan fill, dan lensa-lensa lempung.

Distributary channels membentuk percabangan landas laut yang saling

berhubungan memotong delta plain dan membawa sedimen fluvial ke

pantai. Kedalaman distributay channels dapat mencapai 10 – 20 meter

dan mengerosi lapisan bawahnya yang merupakan endapan laut atau

lacustrine delta front. Distributary channels mengakumulasi endapan

pasir dan membentuk reservoar yang baik. Geometri endapan distributary

channels sangat bervariasi dan tergantung pada tipe sistem fluvial dan

pembebanan alami sedimen sungai.

32

b. Endapan Lacustrine delta Fill dan endapan interdistributary flood

plain

Endapan ini umumnya berupa endapan gambut air tawar (freshwater

peat). Interdistributary area umumnya berubah dari kondisi freshwater,

brackish, dan kemudian menjadi lingkungan saline ke arah downdip

(seperti transisi dari rawa (swamp) ke Marsh).

Lingkungan ini mempunyai kecepatan arus paling kecil, dangkal, tidak

berelief dan proses akumulasi sedimen lambat.

Struktur sedimen yang dapat dijumpai adalah laminasi paralel dan

struktur burrowing. Interdistributary terdiri dari sedimen berukuran

halus, seperti silts, mud dan carbonaceous clay.

2. Lower Delta Plain

Sublingkungan ini terletak pada interaksi antara sungai dan laut yang

terbentang mulai dari batas surutnya muka air laut yang paling rendah hingga

batas maksimal air laut pada saat pasang. Endapan pada lower delta plain terdiri

atas (Serra, 1985) :

a. Endapan pengisi teluk (bay fill deposit)

Endapan ini meliputi endapan sedimen interdistributary bay, tanggul

alam (leeve), rawa (swamp), dan crevasse splay.

b. Endapan pengisi distributary yang ditinggalkan (abandoned

Distributary Deposits)

Pada bagian bawah endapan ini umumnya akan tersusun oleh material

berukuran pasir dengan sortasi yang buruk dan lanau yang banyak

mengandung bahan organik hasil rombakan. Sementara itu, pada bagian

atasnya akan terendapakan material yang berukuran lebih halus.

33

Gambar 4.3 Bagian-bagian sand deposit pada sistem Delta (Coleman & Prior, 1982)

.

IV.1.4.2 Delta Front

Delta front merupakan sublingkungan dengan energi tinggi, dimana sedimen

secara konstan dirombak oleh arus pasang surut (tidal), arus laut sepanjang pantai

(marine longshore current) dan aksi gelombang (kedalaman 10 meter atau kurang).

Endapan pada delta front meliputi sheet sand delta front, distributary mouth

bar, endapan river-mouth tidal, near shore, longshore, dan endapan stream mouth

bar. Delta front terdiri dari zona pantai dangkal yang berbatasan dengan delta plain

(Gambar 4.4).

Delta front ditunjukkan oleh suatu sikuen yang coarsening upward berskala

besar yang merekam perubahan fasies vertikal ke arah atas dari sedimen offshore

berukuran halus atau fasies prodelta ke fasies shoreline yang biasanya didominasi

batupasir. Sikuen ini dihasilkan oleh progradasi delta front dan mungkin terpotong

oleh sikuen fluvial distibutary channel atau tidal distributary channel saat

progradasi berlanjut (Serra, 1985).

34

Gambar 4.4 Lingkungan pengendapan dari Delta front (Total, 2004)

IV.1.4.3 Prodelta

Prodelta merupakan lingkungan transisi antara delta front dan endapan

marine shelf. Merupakan bagian dari delta di bawah kedalaman efektif erosi

gelombang, terletak di luar delta front dan menurun ke lantai cekungan sehingga

tidak ada pengaruh gelombang dan pasang surut dimana terjadi akumulasi mud,

umumnya dengan sedikit bioturbasi . Sedimen yang ditemukan pada bagian delta ini

tersusun oleh material sedimen berukuran paling halus yang terendapkan dari

suspensi.

Struktur sedimen masif, laminasi, dan burrowing structure. Seringkali

dijumpai cangkang organisme bentonik yang tersebar luas, mengindikasikan tidak

adanya pengaruh fluvial (Davis, 1983). Endapan prodelta terdiri dari marine dan

lacustrine mud yang terakumulasi dilandas laut (seaward). Endapan ini berada di

bawah efek gelombang, pasang surut dan arus sungai.

35

Gambar 4.5 Morfologi Delta Mahakam secara keseluruhan (Modifikasi Allen & Chamber, 1998)

IV.1.5 Komponen Delta

Komponen-komponen yang terbentuk di lingkungan pengendapan delta dapat

dibagi seperti berikut ini (Gambar 4.6) :

1. Channel

Merupakan saluran utama sungai dimana material sedimen diangkut dan

diendapkan, umumnya endapan channel berukuran cukup tebal di bagian tengah

tubuhnya dan menipis ke arah tepinya. Channel dapat dibagi menjadi tidal

channel, distributary channel dan interdistributary channel tergantung pada letak

keberadaanya.

2. Bar

Bar merupakan endapan pada bagian sungai dengan energi pengangkutan

material sedimen makin berkurang dan akhirnya habis sehingga endapannya

membentuk perhentian dari alur sungai. Bar bisa berada pada titik-titik yang

cukup tajam (point bar) maupun di muara sungai (mouth bar) dan di bagian yang

36

mengalami pasang surut (Tidal bar). Umumnya endapan bar dicirikan oleh

penyebarannya yang cukup luas dan ketebalannya kecil atau tipis.

3. Crevasse Splay

Crevasse Splay merupakan limpahan sepanjang channel, terjadi pada saat

ketinggian permukaan air sungai yang membawa material sedimen melebihi

tinggi tanggul sungai. Ciri endapan ini umumnya dengan ukuran butir pasir

sedang – pasir halus, derajat keseragaman butirnya buruk, endapan tidak tebal

dan penyebarannya melebar.

Gambar 4.6 Komponen – komponen Delta (G.P. Allen., 1989).

IV.2 Log

Dalam pekerjaan eksplorasi minyak dan gas bumi, log mekanik merupakan

salah satu data penting. Data log merupakan salah satu kriteria utama sabagai dasar

dalam proses pengambilan keputusan geologi pada eksplorasi migas.

Dalam pekerjaan eksplorasi, log digunakan untuk melakukan korelasi zona-

zona prospektif, sumber data untuk pembuatan peta kontur struktur isopach,

menentukan karakteristik fisik batuan seperti lithologi, porositas, geometri pori dan

permeabilitas. Data logging juga digunakan untuk mengidentifikasi zona-zona

produktif, menentukan kandungan fluida dalam reservoar (apakah gas, minyak atau

air), serta memperkirakan cadangan hidrokarbon.

Log merupakan suatu gambaran tentang kedalaman (kadang-kadang terhadap

waktu) dari suatu perangkat kurva yang mewakili parameter-parameter yang diukur

37

secara menerus di dalam suatu sumur (Schlumbergeer, 1986). Adapun parameter

yang biasa diukur adalah sifat kelistrikannya (Spontaneous Potential), tahanan

suara(sonic/ akustic). Metode perekamannnya dengan cara menurunkan suatu sonde

atau peralatan ke dasar lubang sumur.

Dengan kemajuan di bidang teknologi komputer, hampir semua log modern

merupakan kombinasi beberapa log. Log adalah suatu grafik kedalaman (satuan

waktu) dari satu set data yang menunjukkan parameter yang secara

berkesinambungan di dalam sebuah sumur. Dengan tersedianya alat komputer maka

saat ini sebuah log dapat merupakan dari beberapa log (completion log).

IV.3 Bagian-bagian Log

a. Kepala Log (Header)

Sebuah log umumnya memiliki judul / kepada pada bagian atas yang

mencantumkan semua informasi yang berhubungan dengan sumur, misalnya jenis

instrumen yang dipakai, kalibrasi instrumentasi, komentar-komentar mengenai

pengukuran, skala kurva dan informasi lain.

b. Kolom Log (Tracks)

Bentuk umum dari log mempunyai lebar dengan ukuran 11”, terdiri dari satu

kolom kedalaman dan beberapa kolom kurva, dimana angka kedalaman membagi

sumbu panjang log dengan pembagian skala tertentu.

Umumnya terdapat tiga macam kurva, yang dikenal dengan kolom satu, dua

dan tiga dihitung dari kiri ke kanan. Kolom kedalaman memisahkan kolom satu dan

dua tiap kolom bisa memuat lebih dari satu kurva.

Penyajian lain bisa saja terisi dari empat kolom kurva ditambah satu kolom

kedalaman, bahkan produk dari komputer FLIC bisa memiliki lebih banyak kolom

kurva yang terletak di atas kertas Berukuran 22”.

c. Skala Kedalaman

Satuan kedalaman bisa dalam kaki (feet) meter sesuai dengan satuan yang

digunakan oleh perusahaan minyak.

38

Log standart memiliki dua skala kedalaman, yang satu digunakan untuk

korelasi, yang satu lagi untuk interpretasi yang rinci, skala 1 : 1000 atau 1 : 500 dan

skala rinci 1 : 200.

IV.4 Kecepatan Logging

Salah satu proses kendali mutu log (LQC) adalah pemeriksaan kecepatan

logging terutama pada log nuklir. Kecepatan logging terekam pada sisi kiri dan

kanan dari log lapangan, berupa garis patah-patah. Satu garis patah-patah terjadi tiap

satu menit panjang garis patah-patah feet atau meter menunjukkan kecepatan logging

setiap menit, jika dikalikan dengan 60 maka akan memberikan kecepatan dalam feet

(meter) perjam. Misalnya garis patah-patah itu adalah 30 x 60 = 1800 ft/ jam. Jika

kecepatan logging terlalu tinggi, kurva-kurva alat nuklir yang berdasarkan

perhitungan statistik akan mempunyai angka statistik data yang randah. Sebaliknya

kecepatan logging terlalu rendah walaupun memberikan lebih banyak data, akan

tetapi secara keseluruhan tidak efisien dan tidak diperlukan.

IV.5 Proses Invasi

Dengan adanya infiltrasi lumpur pada saat dilakukannya pemboran kedalam

lapisan permeable pada suatu sumur maka dalam batuan akan terbentuk tiga zona

infiltrasi (Gambar 4.7), seperti :

a. Flushed zone

b. Transition zone

c. Uninvaded zone

a. Flushed zone

Merupakan zona infiltrasi yang terletak paling dekat dengan lubang bor serta

terisi oleh air filtrat sumur yang mendesak kandungan semula (gas, minyak,

ataupun air asin dan tawar). Meskipun demikian mungkin saja tidak seluruh

kandungan semula (gas, minyak, ataupun air asin dan tawar) terdesak kedalam

zona yang lebih dalam.

39

b. Transition zone

Zona infiltrasi yang lebih dalam, ditempati oleh campuran air filtrat lumpur

dengan kandungan semula (gas, minyak, ataupun air asin dan tawar).

c. Uninvaded zone

Zona infiltrasi yang terletak paling jauh dengan lubang bor, serta seluruh pori

batuan terisi oleh kandungan semula (gas, minyak, ataupun air asin dan tawar),

tidak terpengaruh oleh adanya infiltrasi air filtrat lumpur.

Gambar 4.7 Sayatan suatu lubang bor yang menunjukkan zona terusir, zona

peralihan (annulus) dan zona tidak terusir serta sejumlah parameter geofisika

yang penting (Schlumberger, 1985/1986)

IV.6 Macam-macam Log

Jenis-jenis yang digunakan antara lain :

a. Log spontaneous potential (SP)

Kurva SP adalah rekaman perbedaan potential antara elektroda yang bergerak

di dalam lobang bor dengan elektroda di permukaan. Satuannya adalah millivolt.

Kurva SP digunakan untuk :

1. Identifikasi lapisan-lapisan permeabel

2. Mencari batas-batas lapisan permeabel dan korelasi antar sumur

berdasarkan batasan lapisan itu.

3. Menentukan nilai resistivitas air formasi (Rw)

40

4. Memberikan indikasi kualitatif lapisan serpih.

Kurva SP umumnya berupa garis lurus yang disebut garis dasar serpih,

sedangkan pada formasi permeabel kurva SP menyimpang dari garis dasar serpih dan

mencapai garis konstan pada lapisan permeabel yang cukup tebal, yaitu garis pasir.

Penyimpangan SP dapat kekiri atau kekanan tergantung pada kadar garam dari

formasi dan filtrasi lumpur.

Kurva SP tidak dapat direkam di dalam lubang sumur yang diisi oleh lumpur

yang tidak konduktif karena diperlukan medium yang dapat menghantarkan arus

listrik antara elektroda alat dan formasi. Jika filtrasi lumpur dan kadar garam air

formasi (resistivitas) hampir sama, penyimpangan SP akan kecil dan kurva SP

menjadi kurang berguna.

b. Log gamma ray (GR)

Prinsip log GR adalah perekaman radioaktivitas alami bumi. Radioaktivitas

GR berasal dari 3 unsur radioaktif yang ada dalam batuan yaitu Uranium – U,

Thorium – Th, dan Potassium – K, yang secara kontinue memancarkan GR dalam

bentuk pulsa-pulsa energi radiasi tinggi. Sinar gamma ini mampu menembus batuan

dan dideteksi oleh sensor sinar gamma yang umumnya berupa detektor sintilasi.

Setiap GR yang terdeteksi akan menimbulkan pulsa listrik pada detector. Parameter

yang direkam adalah jumlah dari pulsa yang tercatat per satuan waktu (sering disebut

cacah GR).

Tingkat radiasi serpih lebih tinggi dibandingkan batuan lain karena unsur-

unsur radioaktif cenderung mengendap di lapisan serpih yang tidak permeabel, hal

ini terjadi karena mampu memisahkan dengan baik antara lapisan serpih dari lapisan

permeabel.

c. Log resistivity

Log resistivity merupakan log elektrik yang digunakan untuk :

Mendeterminasi kandungan fluida dalam batuan reservoar (hidrokarbon atau

air)

Mengidentifikasi zona permeabel

Menentukan porositas

41

Tipe – tipe log resistivity

Ada tipe log yang digunakan untuk mengukur resistivitas formasi yaitu log

induksi dan log elektroda.

Log Induksi

Peralatan log induksi terdiri dari satu atau lebih kumparan pemancar yang

mengemisikan arus bolak-balik yang terbentuk menginduksikan arus sekunder dalam

formasi. Arus sekunder tersebut mengalir dengan tegak lurus terhadap suhu lubang

bor dan menghasilkan medan magnet yang menginduksikan sinyal-sinyal pada

kumparan penerima. Sinyal-sinyal yang diterima receiver sebanding dengan

resistivitasnya.

Tipe-tipe log induksi :

Short normal

Log ini mengukur resistivitas pada daerah terinvasi (Rxo)

Log induksi

Log induksi digunakan untuk mengukur resistivitas formasi sesungguhnya (Rt)

Dual induction focused log

Merupakan tipe log induksi modern. Log ini mempunyai tiga peralatan yang

mengukur harga Rt (Rild), Ri(Rilm), dan Rxo (Rils) tipe log tersebut digunakan

untuk formasi-formasi dengan pengaruh invasi lumpur pemboran yang dalam.

Log Elektroda

Lateralog

Lateralog didesain untuk mengukur Rt, karena log ini dicatat pada sumur yang

diisi salt water base muds maka penentuan Rt tidak begitu dipengaruhi oleh

invasi

Microspherical Focused Log (MSFL)

MSFL merupakan log elektroda tipe bantalan yang terfokuskan, digunakan untuk

mengukur Rxo (tahanan pada “flushed zone”).

Microlog

Microlog merupakan log elektroda tipe bantalan yang terutama digunakan untuk

mendeteksi kerak lumpur. Ada dua pengukuran yang dihasilkan microlog yaitu

microlog normal (kedalaman pengukuran 3-4 inchi, mengukur Rxo) dari

42

microlog inverse (kedalaman pengukuran 1-2 inchi, mengukur Rmc). Adanya

kerak lumpur pemboran menunjukkan adanya invasi pada zona permeabel. Zona

permeabel dicirikan oleh adanya separasi positif pada microlog (Rxo > Rmc)

Microlateral Log (MLL) dan Proximity Log (PL)

MLL dan PL merupakan log elektroda tipe bantalan terfokuskan yang didesain

untuk mengukur Rxo. MLL hanya bisa bekerja dalam sumur yang diisi salt water

base muds, sedangkan PL dapat digunakan pada fresh water base muds.

d. Log Densitas

Log densitas merupakan suatu tipe log porositas yang mengukur densitas

elektron suatu formasi. Prinsip pencatatan dari log densitas adalah suatu sumber

radioaktif yang dimasukkan kedalam lubang bor mengemisikan sinar gamma

kedalam formasi. Di dalam formasi, sinar tersebut akan bertabrakan dengan elektron

dari formasi. Pada setiap tabrakan sinar gamma akan berkurang energinya. Sinar

gamma yang terhamburkan dan mencapai detektor pada suatu jarak tertentu dari

sumber dihitung sebagai indikasi densitas formasi. Jumlah tabrakan merupakan

fungsi langsung dari jumlah elektron di dalam suatu formasi. Karena itu log densitas

dapat mendeterminasi densitas elektron formasi dihubungkan dengan densitas bulk

sesungguhnya didalam gr/cc. Harga densitas matriks batuan, porositas, dan densitas

fluida pengisi formasi.

e. Log Neutron

Log neutron merupakan tipe log porositas yang mengukur konsentrasi ion

hidrogen dalam suatu hidrogen dalam suatu formasi. Di dalam formasi bersih dimana

porositas diisi air atau minyak, log neutron mencatat porositas yang diisi cairan.

Neutron energi tinggi yang dihasilkan oleh suatu sumber kimia ditembakkan ke

dalam formasi, sebagai akibatnya neutron kehilangan energinya. Kehilangan energi

maksimum akan terjadi pada saat neutron bertabrakan dengan atom hidrogen karena

kedua metri tersebut mempunyai massa yang hampir sama. Karena itu kehilangan

energi maksimum merupakan fungsi dari konsentrasi hidrogen dalam formasi, karena

dalam formasi yang sarang hidrogen terkonsentrasi didalam pori-pori yang terisi

cairan, maka kehilangan energi akan dapat dihubungkan dengan porositas formasi.

43

IV.7 Pola-pola Log (Log Pattern)

Pola-pola log biasanya menunjukkan energi pengendapan yang berubah, yaitu

berkisar antara dari energi tinggi (batupasir) sampai rendah (serpih). Pola-pola log

selalu diamati pada kurva Gamma Ray atau SP, tetapi kesimpulan-kesimpulan yang

sama dapat juga dari log Neutron-Density dan dalam beberapa kasus dari kurva

resistivity. (Walker & James, 1992) (Gambar 4.8).

1. Cylindrical

Bentuk silinder pada log GR atau SP dapat menunjukkan sedimen tebal dan

homogen yang dibatasi oleh pengisian channel (channel-fills) dengan kontak

yang tajam. Cylindrical merupakan bentuk dasar yang mewakili homogenitas

dan ideal sifatnya. Bentuk cylindrical diasosiasikan dengan endapan sedimen

braided channel, estuarine atau sub-marine channel fill, anastomosed channel,

eolian dune, tidal sand.

2. Irregular

Bentuk ini merupakan dasar untuk mewakili heterogenitas batuan reservoar.

Bentuk irregular diasosiasikan dengan sedimen alluvial plain, floodplain, tidal

sands, shelf atau back barriers. Umumnya mengidentifikasikan lapisan tipis

silang siur (thin interbeded). Unsur endapan tipis mungkin berupa creavasse

splay, overbanks deposits dalam laguna serta turbidit.

3. Bell Shaped

Profil berbentuk bell menunjukkan penghalusan ke arah atas, kemungkinan

akibat pengisian channel (channel fills). Pengamatan membuktikan bahwa range

besar butir pada setiap level cenderung sama, namun jumlahnya memperlihatkan

gradasi menuju berbutiri halus (dalam artian lempung yang bersifat radioaktif

44

makin banyak ke atas). Bentuk bell dihasilkan oleh endapan point bars, tidal

deposits, transgressive shelf sands (dominated tidal), sub marine channel dan

endapan turbidit.

4. Funnel Shaped

Profil berbentuk corong (funnel) menunjukkan pengkasaran ke arah atas yang

merupakan bentuk kebalikan dari bentuk bell. Bentuk funnel kemungkinan

dihasilkan sisitem progradasi seperti sub marine fan lobes, regresive shallow

marine bar, barrier islands atau karbonat terumbu depan yang berprogadasi di

atas mudstone, delta front (distributary mounth bar),creavase splay, beach and

barrier beach (barrier island), strandplain, shoreface, prograding (shallow

marine)shelf sands dan submarine fan lobes.

5. Symmetrical-Asymetrical Shapped.

Bentuk symmetrical merupakan kombinasi antara bentuk bell-funnel.

Kombinasi coarseninng-finning upward ini dapat dihasilkan oleh proses

bioturbasi, selain tatanan secara geologi yang merupakan ciri dari shelf sand

bodies, submarine fans and sandy offshore bars. Bentuk asymmetrical

merupakan ketidakselarasan secara proporsional dari kombinasi bell-funnel pada

lingkungan pengendapan yang sama.

45

Gambar 4.8. Respon Gamma Ray secara umum terhadap variasi

ukuran butir (Walker & James, 1992)

IV.8 Interpretasi Lithologi Berdasarkan Log

Jenis lithologi pada data log dapat ditentukan dengan berdasarkan

kenampakan defleksi log tanpa suatu perhitungan. Adapun kenampakan beberapa

jenis lithologi batuan reservoar adalah sebagai berikut (Firdaus & Prabantara, 2005) :

a. Batupasir pada log dicirikan oleh :

– Defleksi GR relatif rendah/ kecil

– Defleksi SP akan berkembang positif atau negatif terhadap garis

dasar serpih

– Kadang-kadang mempunyai diameter lubang bor yang relatif lebih

kecil karena cenderung membentuk kerak lumpur.

b. Batulempung atau serpih

– Defleksi kurva Log GR besar (terbesar)

– Log SP tak mengalami defleksi atau garis lurus (Shale Base Line)

46

c. Batupasir lempungan

– Log GR realtif rendah dari batupasir tapi lebih kecil dari batulempung

– Log NPHI/RHOB relatif besar dari batu pasir tapi lebih kecil dari

batulempung

d. Batugamping

– Log GR relatif kecil dan lebih kecil dari batupasir

– Log SP :

Pada batugamping yang tight, SP tidak mengalami defleksi

(sejajar dengan shale base line)

Pada batugamping porous, SP mengalami defleksi

– Log resistivitas MSFL, LLS, LLD

Pada batugamping yang tight, nilai MSFL = LLS = LLD

Pada batugamping porous, nilai MSFL, LLS dan LLD tergantung

pada fluidanya, namun yang pasti akan lebih rendah dibadingkan

batugamping yang tight.

– ρma batugamping = 2.71 g/cm3 – Kurva log RHOB dan NPHI

Pada batugamping yang tight, nilai RHOB tinggi dan NPHI

rendah (radikal ke kanan dengan densitas // neutron) Pada batugamping porous, biasanya cross-plot densitas-neutron

(+), dan densitas tidak sejajar neutron.

47

e. Batubara – Defleksi log GR relatif kecil – Resistivitas mempunyai harga yang sangat besar – Defleksi kurva RHOB rendah/ kecil sedangkan kurva NPHI relatif

besar

IV.9 Interpretasi Zona Porous dan Permeabel

Batuan yang permeabel dapat dibedakan dengan zona batuan kedap dengan

melihat bentuk-bentuk kurva log. Adapun perbedaannya adalah sebagai berikut

(Firdaus & Prabantara, 2005) :

a. Zona batuan kedap dicirikan dengan :

– Harga kurva GR yang tinggi

– Kurva log SP tidak mengalami defleksi

– Harga tahanan jenis pada zona terusir (Rxo) hampir sama dengan harga

tahanan jenis formasi (RT)

– Harga porositas neutron lebih tinggi dari pada porositas densitas

b. Zona batuan reservoar yang permeabel dicirikan dengan :

– Harga kurva GR yang rendah

– Harga kurva SP menjauhi garis dasar serpih (terjadi defleksi kurva SP)

– MSFL, LLS, dan LLD tidak berimpit

– Mempunyai harga porositas menengah sampai tinggi (cross-plot neutron-

densitas positif)

IV.10 Interpretasi Jenis Kandungan Fluida

Untuk membedakan jenis cairan/ fluida yang terdapat pada suatu lapisan/

formasi, apakah fluida tersebut dapat berupa air, minyak atau gas dapat ditentukan

dari melihat defleksi yang terjadi pada kurva log. Kenampakan jenis fluida pada log

adalah sebagai berikut (Firdaus & Prabantara, 2005):

a. Zona pembawa air

Log SP :

Air tawar : defleksi SP positif (+), (Rmf < RW)

48

Air garam : defleksi SP negative (-), (Rmf > RW)

Log Resistivitas : menunjukkan nilai yang rendah, untuk (Rmf < RW) maka

Air tawar : MSFL (LLS) < LLD

Air garam : MSFL (LLS) > LLD

Cross-plot log densitas dan neutron

Shale : cross-plot negatif (-)

Non shale : cross-plot positif (+)

b. Zona pembawa hidrokarbon

1. Minyak

Defleksi SP negatif (-)

Resistivitas tinggi dengan MSFL/ LLS << LLD untuk Rmf < Rw

Cross-plot densitas-neutron positif (+) dengan separasi sedang

2. Gas

Defleksi SP negatif (-)

Resistivitas tinggi dengan MSFL/ LLS << LLD untuk Rmf < Rw

Cross-plot densitas-neutron positif (+) dengan separasi besar

IV.11 Analisa Cutting

Cutting merupakan serbuk bor berupa hancuran dari batuan yang ditembus

oleh mata bor (bit), serbuk bor ini diangkat dari dasar lubang bor kepermukaan oleh

gerakan lumpur pemboran yang digunakan untuk mengebor pada waktu kegiatan

pemboran berlangsung. Serbuk bor ini kemudian diperiksa oleh geologist atau

wellsite geologist yang sedang bertugas dilokasi pemboran tersebut, sehingga kita

tahu batuan atau formasi apa yang sudah ditembus oleh mata bor tersebut (Tabel

4.2).

49

Beberapa peralatan yang membantu dalam deskripsi cutting antara lain :

Auto Calcimetri adalah alat yang digunakan untuk memeriksa dan melihat

kandungan karbonat dalam suatu batuan (kuantitas dari kalsit dan dolomit).

Flouroscope adalah alat yang digunakan untuk memeriksa kandungan

flourescence dari sample batuan berdasarkan sinar ultra violet.

Cairan kimia berupa HCL, CCL4, dan fenopthaline.

DESKRIPSI CUTTING

Jenis Batuan : ss, ls, sh, clyst,c, grnt

Campuran : shy, slty, cly, sdy

Warna : wh, v lt gy, lt gy, m lt gy, m gy, m dk gy, dk gy, gysh, gysh

blk, blk, olv gy, gn gy, gnsh gy, bl gy, brnsh gy, gysh rd,

rdsh brn, rd, brn, lt brn, pl brn, yel brn, crm, yel gy, bf, trnsl

Hardness : fri, brit, sft, v hd, m hd, hd lse

Grain size : slt, vf, f, mg, cg

Sortasi : v p srtd, p srtd, med srtd, w srtd, v w srtd

Porosity : p poor, f poor, g poor, vug poor, xln l

Cut : str, mod, wk, v wk, yel, orng, brn, et

Shape : ang, sub ang, sub rd, rd, w rd

Mineral : sli glauc, carb, py, q, calc/ n calc, chlky, mica

Flour : ev 75 – 100 % str bri yell

Slat 15 – 75 % mud brn

Spty 5 – 15 % wk etc

V spty 1 – 5 % v wk

Stn : 1 – 100 %

Od : str, wk

Tabel 4.2. Contoh deskripsi cutting

(Koesoemadinata, 1980)

50

IV.12 Korelasi

Korelasi merupakan langkah penentuan unit stratigrafi dan struktur yang

mempunyai persamaan waktu, umur dan posisi stratigrafi. Korelasi digunakan untuk

keperluan pembuatan penampang dan peta bawah permukaan untuk kemudian

dilakukan evaluasi formasi, penentuan zona produktif atau ada tidaknya perubahan

secara lateral dari masing-masing perlapisan. Dalam pelaksanaannya, korelasi

melibatkan aspek seni dan ilmu, yaitu memadukan persamaan pola dan prinsip

geologi, termasuk dalam proses dan lingkungan pengendapannnya, pembacaan dan

analisa log, dasark teknik reservoar serta analisa kualitatif dan kuantitatif. Data yang

dipakai dalam korelasi umumnya adalah integrasi data core, data wireline log dan

data seismik.

Krumbelin dan Sloss (1963) mengartikan korelasi sebagai pembuktian

kesamaan satuan stratigrafi yang menyangkut aspek lithologi dan umur batuan.

Koesoemadinata (1971) mendefinisikan korelasi sebagai suatu pekerjaan

menghubungkan suatu titik pada suatu penampang stratigrafi dengan titik lain dari

penampang stratigrafi yang lain pula dengan anggapan bahwa titik-titik tersebut

terletak pada perlapisan yang sama. Dalam Sandi Stratigrafi Indonesia (1996)

disebutkan korelasi adalah penghubungan titik-titik kesamaan waktu atau

penghubungan satuan-satuan stratigrafi dengan mempertimbangkan kesamaan waktu.

Tujuan Korelasi

Mengetahui dan merekontruksi kondisi bawah permukaan (struktur dan

stratigrafi) serta mengetahui penyebaran lateral maupun vertikal dari zona

hidrokarbon (penentuan cadangan)

Merekontruksi paleografi daerah telitian pada waktu geologi tertentu, yaitu

dengan membuat penampang stratigrafi.

Menafsirkan kondisi geologi yang mempengaruhi pembentukan hidrokarbon,

migrasi dan akumulasinya di daerah telitian.

Menyusun sejarah geologi daerah telitian.

51

Faktor-faktor yang menjadikan dasar korelasi

Tujuan pengerjaan korelasi

Tingkat kompleksitas struktur geologi daerah telitian

Tingkat perkembangan dan penyebaran endapan secara lateral ditinjau dari aspek

lithologi maupun paleontologi

Waktu yang tersedia

Jenis data dan tingkat kelengkapan

Kemampuan dan pengalaman peneliti

Konsep penting dalam korelasi :

a. Bidang perlapisan adalah unsur utama pembentuk satuan stratigrafi dan bentuk-

bentuk struktur sekaligus menentukan hubungan stratigrafi dan tektonik dari

masing-masing satuan dan bentuk-bentuk struktur tersebut

b. Bidang perlapisan merupakan bidang kesamaan waktu

c. Hukum superposisi

Metode Korelasi Menurut Koesoemadinata (1971), yaitu :

1. Metode Korelasi

Metode korelasi organik merupakan pekerjaan menghubungkan satuan-satuan

stratigrafi berdasarkan kandungan fosil dalam batuan (biasanya foraminifera

plantonik). Yang biasa digunakan sebagai marker dalam korelasi organik adalah asal

munculnya suatu spesies dan punahnya spesies yang lain. Zona puncak suatu spesies,

fosil indeks, kesamaan derajat evolusi dan lain-lain.

2. Metode Anorganik

Pada metode korelasi anorganik penghubungan satuan-satuan stratigrafi tidak

didasarkan pada kandungan organismenya (data organiknya).

Korelasi dari Log Mekanik

Sebagian besar pekerjaan korelasi pada industri minyak dan gas bumi

menggunakan data log mekanik. Tipe-tipe log yang biasa digunakan antara lain log

penafsir lithologi (Gammay ray, sp) yang dikombinasikan dengan log resistivitas

52

atau log porositas (densitas, neutron dan sonik). Pemilihan tipe log untuk korelasi

tergantung pada kondisi geologi daerah yang bersangkutan. Kombinasi log SP dan

resistivitas biasa digunakan pada cekungan silisiklastik sementara untuk cekungan

karbonat digunakan log GR plus resistivitas atau GR plus Neutron.

Prosedur Korelasi

Langkah-langkah korelasi dengan log mekanik adalah sebagai berikut :

a. Menentukan horison korelasi dengan cara membandingkan log mekanik dari

suatu sumur tertentu terhadap sumut yang lain dan mencari bentuk-bentuk/ pola-

pola log yang sama atau hampir sama.

b. Setelah bentuk/ pola log yang relatif sama didapatkan dan telah diyakini pula

bahwa bentuk dan pola tersebut mewakili perlapisan yang sama, selanjutnya

dilakukan perkerjaan menghubungkan bentuk-bentuk kurva yang sama/ hampir

sama dari bagian atas kearah bawah secara kontinue. Korelasi secara top down

dihentikan jika korelasi tidak bisa dilakukan lagi, kemudian korelasi dilakukan

secara bottom up. Adanya zona-zona yang tidak bisa dikorelasikan dapat

ditafsirkan kena pengaruh struktur (patahan, ketidakselarasan) atau stratigrafi

(pembajian, channel fill, pemancungan, perubahan fasies).

c. Setelah korelasi selesai dilakukan akan didapatkan penampang melintang, baik

penampang struktur maupun penampang stratigrafi. Dalam pembuatan

penampang struktur datum diletakkan pada kondisi seperti pada keadaan saat ini

(biasanya sea level sebagai datum).

IV.13 Pemetaan Bawah Permukaan

Peta bawah permukaan adalah peta yang menggambarkan bentuk maupun

kondisi geologi bawah permukaan dan menjadi dasar dalam suatu kegiatan

eksplorasi hidrokarbon, mulai dari awal hingga pengembangan lapangannya. Peta

bawah permukaan memiliki sifat kualitatif dan dinamis. Kualitatif artinya peta

menggambarkan suatu garis yang menghubungkan titik-titik yang nilainya sama,

baik berupa ketebalan, kedalaman maupun prosentase ketebalan. Dinamis artinya

ketebalan peta tidak dapat dinilai atas kebenaran metode, tetapi berdasarkan data

yang ada dan sewaktu-waktu dapat berubah seiring dengan diperolehnya data-data

53

baru. Hal itu terjadi karena peta bawah permukaan merupakan hasil interpretasi

geologi atau geofisika yang tergantung pada keterbatasan data, teknik pelaksanaan,

imajinasi yang kreatif, kemampuan visual tiga dimensi dan pengalaman. Adapun

data yang dipakai antara lain data core, wireline log dan data seismik.

Peta bawah permukaan dibuat dengan tujuan untuk mengetahui kondisi

geologi bawah permukaan mendekati kondisi sebenarnya, termasuk juga lingkungan

pengendapan, arah suplai sedimen, arah laut terbuka serta untuk mengetahui daerah

prospek hidrokarbon.

Pemetaan bawah permukaan merupakan pemetaan yang menggambarkan

keadaan geologi/ parameter-parameter yang ada di bawah permukaan, seperti

ketebalan, dan struktur bawah permukaan. Pada prinsipnya pemetaan bawah

permukaan sama dengan pemetaan permukaan, hanya terdapat beberapa perbedaan

yang agak mencolok. Pada pemetaan permukaan kita dihadapkan pada suatu bidang

permukaan dan yang dipetakan adalah sifat-sifat keadaan/ topografi yang

dimanifestasikan pada bidang permukaan tersebut.

Pada pemetaan bawah permukaan, kita berhadapan dengan berbagai macam

bidang permukaan atau interval antara dua bidang tersebut. Bidang permukaan

tersebut biasanya adalah bidang perlapisan atau lapisan, tapi terdapat pula bidang-

bidang lainnya misal bidang patahan, atau bidang ketidakselarasan.

Suatu hal yang khas dari pemetaan bawah permukaan adalah sifat kuantitatif

dari peta-peta tersebut. Sifat-sifat kuantitatif tersebut dinyatakan dengan garis

kesamaan atau garis iso, atau secara popular disebut garis kontur (contourline,

‘tranches’ untuk peta topografi). Garis ini menghubungkan titik-titik yang

mempunyai nilai yang sama terutama nilai kuantitatif dari suatu gejala atau sifat

tertentu yang terdapat pada suatu bidang permukaan (perlapisan) atau dalam interval

antar dua bidang permukaan/ perlapisan.

Nilai atau gejala tersebut dapat berupa :

1. kedalaman suatu lapisan terhadap permukaan laut (kontur struktur)

2. kedalaman suatu bidang ketidakselarasan, basement (isolith).

3. ketebalan suatu interval antara dua bidang

4. ketebalan total lapisan-lapisan batuan tertentu dalam suatu interval (isolith)

54

dalam perkembangan dewasa ini, seiring dengan majunya metode-metode

processing terutama metode processing geofisika, log dan seismik, banyak pula peta

geologi bawah permukaan yang dibuat berdasarkan data seismik dan data log.

Jenis Peta Geologi Bawah Permukaan

Dalam aplikasinya, peta bawah permukaan dibagi menjadi beberapa macam,

yakni peta kontur dan peta stratigrafi.

a. Peta Kontur Struktur

Peta kontur struktur atau peta struktur merupakan peta yang menggambarkan

posisi dan konfigurasi dari suatu lapisan terhadap datum tertentu. Datum yang

dipakai dalam pembuatan peta kontur struktur adalah muka air laut, dimana tiap-tiap

sumur digantung pada kedalaman yang sama. Dengan demikian, peta ini akan

memperlihatkan penyebaran lapisan atau fasies batuan secara lateral dan atau vertikal

yang dikontrol oleh struktur sesar atau lipatan.

b. Peta Stratigrafi

Peta stratigrafi adalah peta yang memperlihatkan perlapisan batuan beserta

perubahannya secara lateral dan dinyatakan dalam nilai-nilai tertentu, misalnya

ketebalan, kedalaman atau perbandingan/ prosentase dari lapisan batuan. Peta

stratigrafi dibagi menjadi 2 (dua) macam yaitu :

1. Peta Isopach : adalah peta yang menggambarkan ketebalan-ketebalan dari suatu

lapisan atau seri/ kumpulan lapisan yang dinyatakan dengan garis-garis kontur.

a. Peta Isochore : menggambarkan tebal lapisan batuan yang ditembus oleh

lubang bor (ketebalan semu), dimana dip/ kemiringan lapisan > 100 atau

lubang bor tidak vertikal (Directional Well)

b. Net Sand Isopach Map : menggambarkan total ketebalan lapisan reservoar

yang porous dan permeabel dalam ketebalan stratigrafi sebenarnya.

c. Net Pay Isopach Map : menggambarkan ketebalan lapisan reservoar yang

mengandung fluida hidrokarbon (minyak dan gas).

2. Peta Fasies : yaitu yang menggambarkan perubahan secara lateral dari aspek-

aspek kimia dan biologi dari sedimen-sedimen yang diendapkan pada waktu

bersamaan.

55

a. Peta Isofasies : bersifat kuantitatif dan terutama diterapkan pada perubahan-

perubahan fasies yang terjadi secara mendadak.

b. Peta Fasies Komponen Tunggal (Single Component Fasies Map) : biasanya

memperlihatkan lithologi yang mempunyai nilai ekonomis, seperti batupasir

atau batugamping.

c. Peta Fasies Komponen Ganda (Double Component Fasies Map) : terdiri dari

dua komponen, meliputi peta sand-shale ratio dan peta clastic ratio

d. Peta Fasies Komponen Banyak : terdiri dari minimal tiga komponen,

misalnya peta sand-shale ratio dan peta clastic ratio yang mencerminkan

komponen gamping, pasir dan serpih.

IV.14 Perhitungan Cadangan

Metode perhitungan cadangan dalam dunia perminyakan adalah jumlah

kandungan hidrokarbon yang terdapat dalam reservoar. Cadangan tersebut

digolongkan dalam :

1. Cadangan minyak mula-mula di reservoar (STOIIP)

Adalah jumlah cadangan minyak pada reservoar secara keseluruhan sebelum

diproduksikan, biasa ditulis dengan STOIIP

2. Cadangan minyak ekonomis (Recoverable Reserve)

Adalah cadangan minyak ekonomis yang terdapat pada reservoar yang masih

bisa diproduksikan, biasa dinotasikan dengan RR.

Perbandingan antara cadangan minyak ekonomis dengan cadangan minyak

mula-mula disebut sebagai recovery factor, secara sistematis adalah :

Secara umum perhitungan cadangan dapat dilakukan dengan 3 metode, yaitu :

a. Metode Volumetric

b. Metode Material Balance

c. Metode Decline Curve (kurva penurunan produksi)

STOIIPXRRRE 100

56

a. Penentuan cadangan minyak dengan metode volumetrik

Pada metode ini perhitungan didasarkan pada persamaan volume, data-data

yang menunjam dalam perhitungan cadangan ini adalah porositas dan saturasi

hidrokarbon, persamaan yang digunakan dalam metode volumetrik adalah :

Atau

Dimana :

STOIIP = Volume hidrokarbon mula-mula (a) STB atau (b) STM3

Vb = Volume reservoar, (a) acre-ft atau (b) M3

Φ = Porositas batuan

Sh = Hidrokarbon saturasi (1-Sw)

Boi = Factor volume formasi minyak mula-mula (A) BBL/ STB

7758 = Konstanta konversi, BBL/ acre-ft

Sedang minyak yang dapat diambil adalah :

Dimana :

STOIIP = Volume hidrokarbon mula-mula (a) STB atau (b) STM3

RR = Cadangan hidrokarbon yang dapat diambil

RF = Recovery factor

b. Volume Bulk Reservoar

Dalam perhitungan volume reservoar dibutuhkan data berupa net pay area

dan alat planimeter, dimana alat planimeter akan mengukur luas masing-masing

kontur ketebalan yang ada pada peta tersebut. Kemudian dari bentuk kontur yang ada

BoiSTBShxxVbxSTOIIP )(7758

BoiSTMShxxVbSTOIIP )( 3

BoiSTBShxxVbxSTOIIP )(7758

RR = STOIIP x RF

57

di peta tersebut dapat digambarkan bentuk reservoar, ditentukan dengan dua cara,

yaitu cara pyramidal dan trapezoidal.

Cara pyramidal

Metode ini digunakan apabila harga perbandingan antara kontur yang berurutan

kurang atau sama dengan 0.5 atau An+1/An<0.5 (Slyvian, J, Pirson, 1985).

Dimana persamaan yang digunakan adalah :

Cara trapezoidal

Metode ini digunakan bila harga perbandingan antara luas kontur yang berurutan

lebih dari 0.5 atau An+1/An≥0.5 (Slyvian, J, Pirson, 1985).

Dimana persamaan yang digunakan adalah :

Dimana :

Vb = Volume bulk, (m3)

H = interval kontur garis net pay area

An = luas daerah yang dibatasi oleh garis net pay terendah (m2)

An+1 = luas daerah yang dibatasi oleh garis net pay diatasnya (m2)

Vb = h/3 x (An+An+1 + 1AnxAn )

Vb = h/2 x (An+An+1)

58

BAB V

PENYAJIAN DATA

Data-data yang digunakan dalam penelitian ini disediakan semua oleh

perusahaan PT Semberani Persada Oil (semco) baik berupa data yang akan diolah,

maupun data yang telah ada sebagai data penunjang penelitian. Data yang akan dipakai

dalam penelitian ini berupa

V.1 Data Log sumur

Terdapat sembilan data log sumur terdiri dari tiga kolom kurva log yaitu log

lithologi, resistivitas dan porositas yang dianalisa dalam penelitian ini. Tujuh log sumur

yang teridentifikasi zona batuan reservoir yang diteliti serta dua sumur terluar sebagai

zona penyebaran akhir dari batuan reservoir. Kesembilan log sumur yang dianalisa ialah

sumur ZE 19, ZE 15, ZE 6, ZE 20, ZE 8, ZE 16, ZE 5, ZE 17 dan ZE 3. (Gambar 5.1).

Data log sumur ini dipergunakan dalam interpretasi zona batuan reservoir dan

sifat dari petrofisiknya, Penentuan lingkungan pengendapan dari respon gamma ray

terhadap ukuran butir yang akan dihubungkan dengan log sumur lainnya dalam

pembuatan korelasi, dan juga akan menghasilkan gambaran geometri dari tubuh batuan

reservoir dari peta bawah permukaan serta hasil akhir perhitungan cadangan.

V.2 Data Cuting

Data ini merupakan data yang telah ada dalam bentuk composite log. Dipakai

sebagai pembenaran interpretasi lithologi dan kandungan fluida dari kurva log serta

menentukan persamaan sifat fisik batuan dalam pembuatan korelasi (Gambar 5.2).

59

Gambar 5.1 Contoh data log pada sumur ZE-5

60

Gambar 5.2 Contoh data composite log pada sumur ZE-5 (SEMCO, 2004)

61

V.3 Peta Lokasi Sumur

Peta ini menggambarkan lokasi tujuh sumur yang berada di lapangan Semberah

dengan luasan area ± 13.51 km2 dan akan dipakai dalam pembuatan peta bawah

permukaan (Gambar 5.3).

Gambar 5.3 Peta lokasi sumur pada Lapangan Semberah (SEMCO, 2004)

Gambar 5.3 Peta lokasi sumur pada Lapangan Semberah (SEMCO, 2004)

532 000E 117° 18’E533 000E 534 000E 535 000E 117° 19’E

532 000E 117° 18’E533 000E 534 000E 535 000E

0° 18’S

9 968 000N

9 966 000N

9 967 000N

9 968 000N

9 966 000N

9 967 000N0° 18’S

531 000E

531 000E

117° 17’E

117° 17’E 117° 19’E

ZE 19

ZE 15

ZE 6ZE 20

ZE 8

ZE 16

ZE 5ZE 17

ZE 3

0 1

Km.

N

LS 1

LS 1

LS 2

LS 2

62

V.4 Penampang Line Seismik

Terdapat dua line seismic yang melewati lapisan yang akan dianalisa.

Penampang seismic tersebut akan memberikan gambaran bawah permukaan baik kondisi

struktur dan juga penyebaran stratigrafi bawah permukaan. Line seismic pertama

mengarah barat – timur dan line seismic kedua mengarah utara – selatan (Gambar 5.4 &

5.5).

Gambar 5.4 Penampang line seismik lintasan 1 pada Lapangan Semberah

(SEMCO, 2004)

63

Gambar 5.5 Penampang line seismik lintasan 2 pada Lapangan Semberah

(SEMCO, 2004)

64

BAB VI ANALISIS DAN PEMBAHASAN

Penelitian ini ditujukan untuk mengetahui kandungan minyak dan jumlah

cadangan di dalam suatu lapisan batuan reservoar. Untuk itu penelitian ini dilakukan

dengan beberapa prosedur, yaitu mulai dari penentuan lapisan batuan yang bisa

berfungsi sebagai batuan reservoar, mengetahui arah penyebarannya dengan cara

korelasi antar sumur dan setelah itu menentukan lingkungan pengendapan dari lapisan

batuan tersebut. Setelah proses sebelumnya telah dilakukan kita dapat mengimajinasikan

suatu geometri dari batuan reservoar berdasarkan lingkungan pengendapannya. Dari

geometri batuan tersebut dapat dihubungkan dalam pembuatan peta bawah permukaan

terutama peta net sand yang akan dihitung volume dari batuan reservoar dan juga

cadangan minyak yang terakumulasi dari batuan reservoar yaitu lapisan batupasir

“Z_E”.

Analisa secara umum lapisan batupasir “Z_E” mempunyai arah penyebaran

barat – timur dengan kedalaman sekitar 112 – 744 ft. arah kedalaman dari lapisan ini

semakin ke utara semakin dalam, hal ini merupakan bentukan dari antiklin yang

menunjam ke arah utara. Ketebalan lapisan batuan ini tidak terlalu tebal dengan

ketebalan sekitar 7 – 24 ft.

VI.I Analisa Data Sumur

VI.I.I Analisa Kualitatif

Menginterpretasikan data log sumur dan deskripsi cutting untuk menganalisa

kualitas dari data sumur pemboran. Kedua data ini prosedur pengerjaannya berbeda

tetapi mempunyai fungsi yang sama yaitu mengetahui lapisan batuan dan kandungan

fluidanya di bawah permukaan.

65

VI.I.I.I Interpretasi Lithologi

Berdasarkan analisis data log sumur dan deskripsi cutting yang berada di

Lapangan Semberah, terdapat empat jenis lithologi yang ada di lapangan tersebut.

Umumnya berupa batupasir, batulempung, batubara dan batugamping. Setiap jenis

lithologi memiliki ciri-ciri dari analisis data log sumur pada log lithologi, log resistivitas

dan log porositas. Adapun ciri-ciri batuan dari data log sumur yaitu

Batupasir mempunyai nilai gamma ray relative kecil dengan defleksi kurva ke arah

kiri. Mempunyai nilai 30-750 API (Association Petroleum International). Defleksi SP

akan berkembang positif atau negative terhadap garis dasar serpih. Terkadang

terbentuk kerak lumpur, defleksi kurva log neutron dan log densitas relatif

rendah/kecil.

Batulempung defleksi kurva ke arah kiri dengan log GR besar. Garis SP konstan atau

lurus (shale base line). Defleksi kurva log NPHI dan RHOB relatif besar.

Batubara log GR relatif kecil, resistivitas mempunyai harga yang sangat besar,

defleksi kurva RHOB rendah/kecil sedangkan kurva NPHI relatif besar.

Batugamping mempunyai kisaran nilai log GR relatif kecil. Log SP pada

batugamping yang tight, log SP tidak mengalami defleksi sedangkan yang porous

mengalami defleksi. Untuk nilai log resistivitas ketiga log yaitu log MSFL, LLS dan

LLD mempunyai nilai yang hampir sama untuk batugamping yang tight, dan untuk

batugamping yang porous mempunyai nilai resistivitas tergantung pada fluida. Nilai

dari log NPHI rendah dan RHOB tinggi (Gambar 6.1).

Batupasir

Memiliki penyebaran dan ketebalan tertentu pada lapangan Semberah. Interpretasi

ini didapat dari analisis log sumur dan juga dari deskripsi serbuk bor (cutting). Dari

gabungan kedua data tersebut terdapat tiga lapisan batupasir yang mempunyai ketebalan

yang besar dan juga penyebarannya di beberapa sumur, serta lapisan yang mempunyai

ketebalan dan luasan tertentu di Lapangan Semberah.

66

Batugamping

Hanya terdapat beberapa lapisan batugamping yang ditembus oleh sumur-sumur

pemboran di lapangan semberah. Satu lapisan batugamping mempunyai penyebaran

yang luas dan lapisan batugamping ini juga dipakai sebagai petunjuk atau penghubung

antar sumur atau garis korelasi.

Batubara

Batuan ini terletak di tengah-tengah sumur pemboran Lapangan Semberah, terdapat

tiga lapisan batubara. Tidak memiliki ketebalan yang besar, tetapi penyebarannya luas

dan dapat ditemui di semua sumur di Lapangan Semberah. (sebaran batuan dapat dilihat

pada lampiran penampang korelasi)

Gambar 6.1. Contoh interpretasi lithologi di daerah penelitian berdasarkan tipe log ZE 5

Batupasir

Batulempung

Batugamping

Batubara

67

VI.I.I.2 Interpretasi Karakterisasi Batuan dan Kandungan Fluida Lapisan “Z_E”

Dalam analisa ini digunakan data log sumur dan juga data deskripsi cutting dari

lapisan batupasir “Z_E” di tiap-tiap sumur pemboran. Dari analisa log sumur diamati log

lithologi, log resistivitas dan log porositas untuk mengetahui kualitas batuan

berdasarkan interpretasi data log sumur. Sedangkan untuk analisa data deskripsi cutting

mengamati sifat fisik dan kandungan fluida dari batuan.

Sumur ZE 5

Berada pada interval kedalaman -648 ft sampai -673 ft (TVDSS). dari

interpretasi log sumur lapisan ini mempunyai harga gamma ray (GR) 31.67 – 47.37

API, tahanan jenis formasi (Rt) 0.731 – 47.02 ohm dan terdapat crossover yang sempit

pada log porositas (Gambar 6.2).

Untuk deskripsi data cutting batuan berwarna cream dengan tekstur ukuran butir

halus – sangat halus, bentuk butir agak membulat – membulat dan derajat pemilahannya

baik. Untuk indikasi oil cutting mempunyai persentase fluorescence 50 % dengan warna

kuning terang dan tingkat kehadiran oil dalam cutting adalah good oil show

Gambar 6.2. Interpretasi karakter batuan dan kandungan fluida lapisan batupasir “Z_E”

pada sumur ZE 5

crossover

68

Sumur ZE 6

Mempunyai ketebalan 7 ft dengan interval kedalaman -337 ft sampai -344 ft

(TVDSS). Pada Interpretasi log sumur harga gamma ray (GR) 33.96 – 88.25 API,

resistivitas atau tahanan jenis formasi (Rt) 10.05-88.89 ohm dan adanya crossover yang

sempit pada log porositas (Gambar 6.3).

Pada deskripsi cutting. Batuan berwarna putih. Batuan mempunyai tekstur

ukuran butir sedang – halus, bentuk butir agak menyudut – agak membundar, dan derajat

pemilahannya baik. Untuk kandungan semen batuan tersusun oleh semen karbonat. Pada

analisa indikasi minyak dengan florescence box menghasilkan kandungan fluorescence

cutting 50 % dengan warna kuning pucat dan tingkat indikasi minyak dalam cutting

adalah fair oil show.

Gambar 6.3. Interpretasi karakter batuan dan kandungan fluida

lapisan batupasir “Z_E”pada sumur ZE 6

crossover

69

Sumur ZE 8

Lapisan batuan ini berada pada interval kedalaman -398 ft hingga -406 ft

(TVDSS). Dari analisa kualitas log sumur batuan memiliki harga gamma ray (GR) 37.87

- 62.32 API dengan harga tahanan jenis formasi (Rt) 15.71 - 42.83 ohm dan terdapat

crossover yang sempit antara kedua log porositas (Gambar 6.4).

Untuk deskripsi cutting warna batuan adalah abu-abu. Batuan mempunyai tekstur

ukuran butir dari kasar – halus, bentuk butir menyudut – agak menyudut dan derajat

pemilahannya adalah terpilah buruk. Untuk kandungan semen batuan adalah semen

karbonat. Pada tingkat indikasi minyak dalam cutting adalah fair oil show.

Gambar 6.4. Interpretasi Karakter batuan dan kandungan fluida

lapisan batupasir “Z_E” pada sumur ZE 8

crossover

70

Sumur ZE 17

Berada pada interval kedalaman -880 ft sampai – 900 ft (TVDSS). Dari

interpretasi log sumur lapisan pada sumur ini memiliki harga log gamma ray (GR) 32.55

- 89.1 API, harga tahanan jenis formasi (Rt) 11.02 - 76.07 ohm dan pada log porositas

terdapat crossover yang sempit (Gambar 6.5).

Pada analisa deskripsi data cutting, batuan mempunyai warna coklat muda.

Batuan mempunyai tekstur ukuran butir dari halus – sangat halus, bentuk butir agak

membundar dengan derajat pemilahan yang baik. Untuk kandungan semen batuannya

adalah semen karbonat dengan sedikit kandungan silica. Pada analisa minyak dengan

fluorescence box cutting mempunyai persentase fluorescence 50 % dengan warna

kuning terang. Dari analisa ini tingkat indikasi minyak dalam cutting adalah poor oil

show.

Gambar 6.5. Interpretasi karakter batuan dan kandungan fluida

lapisan batupasir “Z_E” pada sumur ZE 17

crossover

71

VI.1.2 Analisis Kuantatif

Pada analisis perhitungan petrofisik, setiap batuan mempunyai sifat tertentu

sehingga dalam persamaan atau rumus yang digunakan mempunyai asumsi tersendiri.

Perhitungan petrofisik ini digunakan untuk mencari nilai dari porositas batuan (ϕ),

tahanan jenis air formasi (Rw) dan kejenuhan air formasi (Sw). persamaan atau rumus

yang digunakan adalah persamaan dari Schlumberger , formula Indonesia (Asquith,

1982) dan juga persamaan modifikasi dari Simandoux (1986).

VI.1.2.1 Perhitungan Volume Shale (Vsh)

Batupasir mempunyai kandungan serpih tertentu. Batupasir yang clean formation

atau batupasir bersih mempunyai kandungan lempung <15%, sedangkan untuk

batupasir lempungan mempunyai kandungan lempung >15% (Harsono, 1997). Pada

kandungan serpih tersebut akan mempengaruhi dalam perhitungan porositas apakah

akan dilakukan perhitungan koreksi porositas atau tidak. Sumur ZE 5 pada kedalaman

648 feet nilai GR 39.06 dengan GR max dan min adalah 47.37 dan 31.67. nilai dari

densitas matriks batuan (ρb) 1.827 dan densitas shale (ρsh) 2.14 maka persamaan yang

digunakan dari formula Indonesia karena karakter dari lapisan penelitian dan

kemungkinan lapisan tersebut tidak mengandung gas :

Vsh =

Dimana :

Vsh = Volume shale

GR = harga kurva GR formasi (dibaca dari log GR)

GRmin = harga log GR minimum (Zona bersih)

GRmax = harga log GR maksimum (lempung)

Vsh = = 0.47

72

VI.1.2.2 Perhitungan Porositas Densitas (ϕD) dan Koreksi Porositas Densitas

(ϕDcorr)

Porositas densitas didapat dari perhitungan log densitas dengan densitas matriks

batuan dan densitas lumpur pemboran. Setelah didapatkan nilai dari porositas densitas,

dihitung nilai koreksi porositasnya. Untuk mencari porositas densitas dan koreksinya,

diketahui harga log densitas (ρb) 1.828, harga porositas neutron shale (ϕnsh) 0.386 dan

volume shale 0.293 dengan menggunakan persamaan schlumberger (1971) :

ϕD =

Dimana :

ϕD = porositas densitas

ρma = densitas matriks batuan

2.65 batupasir

2.71 batugamping

2.87 dolomit

ρb = densitas matriks batuan

ρf = densitas cairan lumpur

1.0 untuk lumpur tawar

1.1 untuk lumpur garam

ϕD = = 0.531

ϕDcorr = ϕD -

Dimana :

ϕDcorr = koreksi porositas densitas

73

ϕD = porositas densitas

ϕNsh = porositas neutron shale

Vsh = volume shale

ϕDcorr = 0.531 – = 0.479

VI.1.2.3 Perhitungan Porositas Neutron (ϕN) dan Porositas Neutron Terkoreksi

(ϕNcorr)

Nilai dari porositas neutron didapat dari pembacaan log neutron. Setelah itu

dilakukan koreksi porositas neutron dengan menggunakan data-data seperti nilai

porositas neutron 0.434, harga porositas neutron shale (ϕnsh) 0.386 dan volume shale

0.293 maka :

ϕNcorr = ϕN -

Dimana :

ϕNcorr = koreksi porositas neutron

ϕN = porositas neutron

ϕNsh = porositas neutron shale

Vsh = volume shale

ϕNcorr = 0.434 – = 0.313

V.1.2.4 Harga Porositas Efektif (ϕe)

setelah didapatkan nilai dari porositas neutron terkoreksi dan porositas densitas

terkoreksi maka dapat dicari harga dari porositas efektif di dalam batuan reservoir

batupasir serpihan yang menggunakan rumus yaitu :

74

ϕe =

Dimana :

Φe = porositas efektif

ϕNcorr = koreksi porositas neutron

ϕDcorr = koreksi porositas densitas

ϕe = = 0.442

VI.1.2.5 Penentuan factor formasi (F)

Menggunakan metode hubungan factor formasi dengan porositas, hasil dari

penurunan persamaan Archie, yaitu persamaan Asquith (1982)

F =

Dimana :

F = factor formasi

Φ = porositas efektif

m = cementary eksponent

2.15 untuk batupasir

2 untuk batugamping

a = factor pembanding


1 untuk batugamping

F = = 3.59

75

VI.1.2.6 Penentuan harga tahanan jenis formasi (Rw)

banyak cara untuk mencari tahanan jenis air formasi seperti dengan gambar

silang porositas-resistivitas, dengan metode rasio resisvitas, Rw dari SP. Tetapi semua

proses tersebut mempunyai asumsi sendiri tergantung dari sifat reservoarnya. Pada

batuan reservoir yang mengandung hidrokarbon sebaiknya menggunakan persamaan

dengan langkah penentuan Rw sebagai berikut :

Rw =

Dimana :

Rw = Tahanan jenis air formasi

Ro = Tahanan jenis formasi

F = Faktor formasi

Rw = = 0.204

VI.1.2.7 Kejenuhan air formasi (Sw)

Harga kejenuhan air formasi dapat ditentukan dengan menggunakan persamaan

dari schlumberger (1972) perhitungannya adalah :

Sw =

Dimana :

Sw = kejenuhan air formasi

Rt = tahanan jenis formasi

Vsh = volume shale

Rsh = tahanan jenis shale

76

m = cementary eksponent


2 untuk batugamping

Φ = porositas efektif

Rw = tahanan jenis air formasi

a = factor pembanding


1 untuk batugamping

Sw = = 0.848

Tabel 6.1. Hasil perhitungan petrofisik Lapisan batupasir “Z_E”

Sumur Φ Sw

ZE 5 0.315 0.644

ZE 6 0.222 0.604

ZE 8 0.236 0.659

ZE 17 0.3 0.668

0.268 0.643

VI.I.3 Interpretasi Lingkungan Pengendapan

Sebelum melakukan interpretasi lingkungan pengendapan dari data yang didapat,

daerah telitian secara geologi regional termasuk dalam lingkungan pengendapan delta

yang terbentuk pada Kala Miosen Tengah dan proses delta yang didominasi oleh proses

fluvial tersebut masih berjalan hingga masa sekarang. Pada analisa ini peneliti hanya

menggunakan data log sumur untuk mengetahui lingkungan pengendapan batuan yang

ada, dengan mengamati bentuk dari kurva log yang umumnya adalah log gamma ray.

77

log gamma ray secara umum dapat merespon perubahan ukuran butir batuan.

Dalam perubahan ukuran butir tersebut kurva log akan membentuk pola tertentu seperti

cylindrical, funnel, bell, symmetrical dan serrated yang juga dapat dihubungkan

dengan proses pengendapan batuan dan penentuan lingkungan pengendapan. Sebagai

contoh pada bentuk kurva log funnel, dari pola log dan respon log gamma ray terhadap

ukuran butir terlihat dengan pola mengkasar keatas (coarsening upward) dan pola ini

bisa dikatakan batuan terbentuk pada lingkungan pengendapan seperti crevasse splay,

river mouth bar, delta front dan lain sebagainya (Walker & James, 1992).

Pada analisa lingkungan pengendapan di daerah telitian ini, peneliti

menggunakan asumsi-asumsi di atas dengan pola log yang ada pada sumur pemboran di

daerah telitian. Pola log yang ada disederhanakan menjadi empat macam, yaitu :

Mengkasar ke atas (coarsening upward) atau funnel shape.

Menghalus ke atas (finning upward) atau bell shape.

Blocky atau cylindrical.

Serrated.

Adapun pembagian lingkungan pengendapan dan juga fasies dari pola log yang ada

di daerah telitian adalah sebagai berikut :

Lingkungan pengendapan delta plain

lingkungan pengendapan ini terdiri dari beberapa sublingkungan pengendapan

dan fasies. adapun ciri-ciri dari lingkungan pengendapan delta plain pada daerah

penelitian ini adalah sebagai berikut :

Dari analisa kualitatif log sumur yang terdiri dari kolom log lithologi, log

resistivitas dan log porositas yang ada, lithologi yang terdapat pada lingkungan

pengendapan terdiri dari batupasir, batulempung dan batubara.

Bentuk kuva log yang ada berupa cylindrical dan bell dapat diinterpretasi batuan

ini terbentuk pada lingkungan pengendapan upper delta plain dengan fasies

distributary channel (Tabel 6.2). Bentuk log lainnya adalah serrated dengan

ciri-ciri seperti gergaji atau selang-seling antara GR tinggi dan GR rendah yang

juga merupakan refleksi dari selang-seling batupasir dengan batulempung

78

(batuan berbutir kasar dan halus) yang dapat dikatakan endapannya adalah

endapan interdistributary bay yang terdapat pada sumur dengan kedalaman ZE

15 (700-1010 ft), ZE 6 (750-1125 ft), ZE 16 (970-1280 ft), ZE 5 (1175-1330 ft),

dan ZE 17 (1490-1630 ft).

Pada lokasi penelitian terdapat adanya beberapa lapisan batubara. Batuan ini

umumnya terendapkan pada kondisi reduksi yang mencirikan bahwa endapan ini

diendapkan pada lingkungan pengendapan delta.

Tabel 6.2 Kedalaman pola log Cylindrical dan Bell pada tiap-tiap sumur sebagai

endapan Distributary Channel Lingkungan pengendapan delta front

Lingkungan delta front merupakan sublingkungan pengendapan dengan energy

tinggi, dimana sedimen secara konstan dirombak oleh arus pasang surut (tidal current),

arus laut sepanjang pantai (marine longshore current) dan aksi gelombang (kedalaman

10 meter atau kurang). Berdasarkan analisa lingkungan pengendapan dengan mengamati

pola log pada daerah telitian didapatkan fasiesnya dengan ciri-ciri sebagai berikut :

Dari pembacaan log gamma ray secara berangsur-angsur mengecil keatas yang

mencirikan ukuran butir semakin mengkasar kearah atas.

Sumur Kedalaman Pola Log Sub Lingkungan Pengendapan

ZE 15 610 -638 Bell Dist. Channel

1030 - 1085 Cylindrical Dist. Channel

ZE 6 560 - 598 Cylindrical Dist. Channel 654 - 748 Cylindrical Dist. Channel


ZE 16 740 - 816 Bell Dist. Channel 850 - 963 Cylindrical Dist. Channel


ZE 5 785 - 860 Bell Dist. Channel

920 - 1020 Cylindrical Dist. Channel 1360 - 1463 Cylindrical Dist. Channel

ZE 17 1120 - 1180 Bell Dist. Channel 1235 - 1275 Cylindrical Dist. Channel 1656 - 1785 Cylindrical Dist. Channel

79

Dengan pola log funnel dapat dikatakan lingkungan pengendapan delta front

dengan endapannya adalah distributary mouth bar.

Lingkungan pengendapan lapisan batupasir “Z_E”

Untuk menentukan lingkungan pengendapan lapisan batupasir “Z_E” digunakan

interpretasi pola kurva log yaitu kurva log gamma ray. Dari pola yang ada terlihat

adanya perubahan log gamma ray kearah atas semakin kecil harganya atau adanya

gradasi butiran mengkasar ke atas yang disebut dengan istilah funnel shape (Tabel 6.3).

Dari beberapa log sumur yaitu ZE 6, ZE 20, ZE 15 dan ZE 8 memperlihatkan pola

gradasi yang sama dan juga tebal lapisan yang tidak terlalu berbeda, sedangkan pada log

sumur ZE 5 dan ZE 17 terdapat pola funnel shape tetapi ke arah atas pola log

membentuk pola cylindrical. Dari bentuk pola funnel dapat ditarik kesimpulan lapisan

batupasir “Z_E” terbentuk pada lingkungan pengendapan delta front dengan fasies

endapannya adalah distributary mouth bar. Dari perbedaan bentuk kurva log pada log

sumur ZE 6, ZE 20, ZE 15 dan ZE 8 dengan bentuk sama kemungkinan pola-pola ini

merupakan bagian terluar atau tepi dari endapan mouth bar dan pola funnel dengan

perubahan cylindrical di atasnya kemungkinan ini bagian tengah dari endapan mouth bar

(Gambar 6.6).

Tabel 6.3 Kehadiran pola kurva log Funnel Pada tiap-tiap sumur sebagai endapan

Distributary Mouth Bar

Sumur Kedalaman (ft)

ZE 15 105-140 ZE 6 162-210 ZE 20 186-231 ZE 8 210-258 ZE 16 370-409 ZE 5 414-472 ZE 17 742-784

81

VI.2. Korelasi

Korelasi merupakan suatu kegiatan yang menghubungkan antara suatu titik

dengan titik lainnya yang mempunyai sifat yang sama dan terbentuk pada waktu yang

bersamaan. Hal ini lebih difokuskan untuk mengetahui keadaan bawah permukaan baik

keadaan stratigrafi maupun keadaan struktur bawah permukaan sehingga menjadi acuan

dalam pembuatan peta bawah permukaan terutama dalam pembuatan peta top struktur.

Dalam korelasi banyak data yang dapat dipakai seperti data log sumur, biostratigrafi,

data core atau cutting dan data seismic. Dalam penelitian ini data yang dipakai hanya

data log sumur.

Data log yang digunakan untuk melakukan korelasi yaitu log gamma ray, log

resistivitas, log densitas dan log neutron. Kesamaan bentuk log menjadi acuan dalam

penarikan korelasi tetapi juga harus memperhatikan sikuen pengendapannya untuk

mengetahui batuan terbentuk pada waktu dan proses pengendapan yang bersamaan.

Pada daerah penelitian yaitu lapangan semberah, terdapat 9 log sumur dari

sumur-sumur pemboran untuk melakukan korelasi ini. Kesembilan log sumur tersebut

terdiri dari ZE 15, ZE 6, ZE 20, ZE 8, ZE 16, ZE 5, ZE 17 yang terdapat lapisan

batupasir “Z_E”, dan dua log sumur lainnya yaitu ZE 19 dan ZE 3 yang tidak terdapat

lapisan telitian dan log sumur ini menjadi ketentuan bahwa tidak menerusnya lapisan

batupasir telitian (Gambar 6.7).

Selain dari lapisan batupasir “Z_E” terdapat beberapa lapisan batupasir dengan

penyebaran dan ketebalan tertentu. Beberapa lapisan batubara dengan penyebaran yang

luas dan terdapat hampir di semua sumur. Dan lapisan batugamping yang terletak

dibagian atas dari korelasi dan berdekatan dengan lapisan batupasir “Z_E”

83

VI.2.I. Korelasi Stratigrafi

Sebelum melakukan korelasi terlebih dahulu menentukan garis kronostratigrafi

atau time marker (datum). Garis time marker ini merupakan suatu lapisan yang

mempunyai penyebaran yang luas dan dapat ditemukan di semua lokasi sumur

pemboran. lapisan marker tersebut bisa berupa batulempung, batubara dan batugamping.

Lapisan marker pada lapangan semberah terbentuk pada lingkungan pengendapan

marine shelf. Lapisan ini terbentuk ketika muka air laut relative mengalami kenaikan

setelah terjadi suatu fase regresi maksimum atau dapat juga dikatakan apabila suplai

sedimen lebih lambat dibandingkan penurunan cekungan.. Pada pengamatan di log

sumur garis marker mempunyai harga nilai log gamma ray yang besar dengan separasi

positif ke arah kanan. untuk log porositas antara log neutron dan log densitas

mempunyai separasi antara kedua log dimana log neutron menunjukkan hydrogen

index yang besar (ke arah kiri) sementara log densitas menunjukkan kerapatan yang

besar (ke arah kanan)

Dari Sembilan log sumur terdapat tiga garis datum dengan penentuan garis

tersebut berdasarkan acuan di atas. Lapisan “Z_E” berada di atas lapisan marker dimana

lapisan marker ini adalah lapisan batuserpih tipis. Dari korelasi stratigrafi ini didapat

lapisan batupasir “Z_E” hanya terdapat pada sumur ZE 15, ZE 6, ZE 20, ZE 8, ZE 16,

ZE 5, dan ZE 17.

VI.2.2. Korelasi struktur

Korelasi struktur ini ditujukan untuk mengetahui keadaan struktur bawah

permukaan suatu daerah telitian. Korelasi ini berbeda dengan korelasi stratigrafi karena

dalam korelasi ini pengikat antar sumurnya adalah garis permukaan air laut sehingga

semua sumur dibuat sejajar lateral dengan permukaan air laut. Dari pembuatan dan

pengamatan korelasi struktur yang telah dibuat dengan arah lintasan korelasi mengarah

utara-selatan, terlihat adanya perubahan kedalaman dari lapisan batuan yang ada di

bawah permukaan. Semakin ke arah utara lapisan batuan semakin bertambah

kedalamannya. Sehingga dapat ditarik kesimpulan bahwa korelasi ini menjelaskan

84

keadaan sebenarnya dari kondisi bawah permukaan yang ada sekarang yaitu terdapatnya

bentukan struktur antiklin yang mengarah utara – selatan dengan sayapnya mengarah

barat – timur yang terbentang di sepanjang lokasi penelitian.

VI.3 Peta Bawah Permukaan

VI.3.1 Peta Top Structure

Dalam pembuatan peta top structure terlebih dahulu kita harus mengetahui

keadaan bawah permukaan lokasi penelitian. Hal ini didapat dari pengamatan

penampang korelasi atau juga dari penampang lintasan seismic. Dari hasil yang didapat

pada analisa sebelumnya diketahui daerah telitian terlintas struktur lipatan antiklin yang

mengarah utara – selatan dengan sayapnya membentang ke arah barat – timur.

Ketika kondisi bawah permukaan telah diketahui dari analisa sebelumnya,

barulah dapat diilustrasikan bagaimana bentukan peta top struktur yang akan dibuat dari

data kedalaman (TVDSS) top lapisan batupasir “Z_E” di setiap sumur pemboran.

Berdasarkan data yang ada lapisan batupasir “Z_E” mempunyai kisaran kedalaman -122

ft sampai 744 ft, lapisan yang dangkal berada di sumur ZE 15 dengan kedalaman -122 ft

dan yang terdalam berada pada kedalaman -744 ft di sumur ZE 17 (Tabel 6.4).

Tabel 6.4. Tabel data top struktur

Lapisan batupasir “Z_E”

Sumur ZE 15 ZE 6 ZE 20 ZE 8 ZE 16 ZE 5 ZE 17

Kedalaman -112 -167 -192 -221 -384 -413 -744

VI.3.2 Peta Net Sand

Peta ini dibuat berdasarkan ketebalan batupasir bersih dari masing-masing sumur

pemboran. Dalam peta ini juga harus memperhatikan lingkungan pengendapan dari

batuan tersebut, sehingga pembuatannya mempunyai bentuk geometri batuan yang sama

berdasarkan kenampakan pada lingkungan pengendapannya. Lapisan batupasir “Z_E”

terbentuk pada lingkungan pengendapan delta dengan fasies endapannya adalah

distributary mouth bar. Fasies endapan ini secara umum di alam sebenarnya

85

mempunyai geometri batuan menyebar ketika endapan sedimen keluar dari saluran

channel-channel delta. Dari ketentuan ini pembuatan peta net sand dibuat sehingga dapat

diketahui penyebaran dan batas-batas dari lapisan batupasir “Z_E” (Tabel 6.5).

Tabel 6.5. Data ketebalan batupasir bersih (net sand)

VI.3.3 Peta Net Pay

Peta net pay merupakan peta yang dibuat dengan cara menggabungkan dua peta

lainnya yaitu peta top structure dan peta net sand yang dioverlaykan sehingga

didapatkan zona akumulasi minyak dengan batas penyebarannya air atau WOC (water

oil contact).

Pada lapisan batupasir “Z_E” tidak ditemukan adanya kontak antara minyak

dengan air kemungkinan lapisan batuan berbentuk melensa dan menghabis pada sumur

yang terluar yaitu sumur ZE 17. Sedangkan dari data produksi lapisan batupasir “Z_E”

dari tiap-tiap sumur produksi selama ini lapisan tersebut tidak mengeluarkan air.

Sehingga diambil keputusan untuk menentukan batas akhir dari zona minyak adalah

menggunakan data bottom lapisan dari sumur terluar yaitu sumur ZE 17 dengan

kedalaman bottomnya adalah – 764 ft.

Sumur Net sand (ft)

ZE 15 7

ZE 6 7

ZE 20 8

ZE 8 8

ZE 16 0

ZE 5 24

ZE 17 20

86

VI.4 Perhitungan Cadangan Hidrokarbon

Ada beberapa parameter untuk menghitung cadangan hidrokarbon dalam batuan

reservoir. Data tersebut berupa data dari perhitungan analisa kuantitas batuan yaitu

perhitungan petrofisik berupa porositas batuan (Φ) dan kejenuhan air formasi (Sw) serta

volume reservoir dari data ketebalan dan luasan lapisan reservoir (Vb).

Perhitungan volume batuan reservoir dilakukan dengan menggunakan peta net

pay dari data ketebalan dan luas batuan. Perhitungan ini memakai dua metode, yaitu

dengan cara pyramidal dan dengan cara trapezoidal. Kedua metode ini mempunyai cara

perhitungan tertentu. Cara pyramidal digunakan apabila harga perbandingan antara

kontur yang berurutan kurang atau sama dengan 0.5 atau An+1/An < 0.5. sedangkan cara

trapezoidal digunakan adalah sebaliknya.

Berikut adalah hasil pengukuran luas zona akumulasi minyak dari peta net pay

dengan menggunakan alat planimeter :

Luas

Kontur 0 (Ao) = 223,460 acrefeet

Kontur 1 (A1) = 167,722 acrefeet




Kontur 5(A5) = 13,172 acrefeet

Penentuan cara dalam perhitungan volume bulk (Vb)

U Ao = AoA1 =

223,460 167,722 = 0.750 (Trapezoidal karena ≥ 0.5)

U Ao = 12

AA =

167,722 121,729 = 0.725 (Trapezoidal karen a ≥ 0.5)

87

U Ao = 23

AA =

121,729 78,296 = 0.643 (Trapezoidal karen a ≥ 0.5)

U Ao = 34

AA =

78,29639,217 = 0.5 (Trapezoidal karen a ≥ 0.5)

U Ao = 45

AA =

39,217 13,172 = 0.335 (Piramidal karena < 0.5)

U Ao = 5

0A

= 0 = 0 (Piramidal karena < 0.5)

Perhitungan Volume

Vo = h/2 x (An + (An+1)) = 5/2 x (Ao + A1)

= 5/2 x (223.460+ 167.722)

= 977,957 acrefeet

V1 = h/2 x (An + (An+1)) = 5/2 x (A1 + A2)

= 5/2 x (167.722+ 121.729)

= 723,628 acrefeet

V2 = h/2 x (An + (An+1)) = 5/2 x (A2 + A3)

= 5/2 x (121.729+ 78.296)

= 500,063 acrefeet

V3 = h/2 x (An + (An+1)) = 5/2 x (A3 + A4)

= 5/2 x (78.296+ 39.217)

= 293,785 acrefeet

V4 = h/3 x (An + (An+1) + )1( AnxAn ) = 5/3 x (A4 + A5 + 54 AxA )

88

= 5/3 x (39.217+ 13.172 + 13.17239.217 x )

= 5/3 x (52.390+ 589.516 )

= 125,198 acrefeet

Vb = 977,957+723,628 +500,063+293,785+125,198

= 2620.631 acrefeet

Perhitungan Cadangan

STOIIP = Boi

ShxxVbx 7758

= 163.1

357.0268.02620.6317758 xxx

= 1,672,549.364 STB3

= 1.672 MBO

89

BAB VII KESIMPULAN

Dari analisis data yang ada pada lapisan batupasir “Z_E” dengan menggunakan data

bawah permukaan pada Formasi Mentawir, Cekungan Kutai Kalimantan Timur, dapat

disimpulkan beberapa hal yaitu :

1. Lapisan batupasir “Z_E” dijumpai di beberapa sumur pemboran yaitu sumur ZE 15, ZE 6,

ZE 20, ZE 8, ZE 16, ZE 5 dan ZE 17 dengan ketebalan sekitar 7 ft – 24 ft. lapisan ini tidak

terdapat kontak dengan fluida air, sehingga batas akhir dari fluida minyak diambil dari

bottom lapisan sumur terluar, yaitu ZE 17 dengan bottom lapisan -764 ft. Sedangkan dalam

penentuan batas LKO (lowest Known Oil) didapat dari top lapisan batuan yang berada paling

luar dari sumur dan mengandung minyak. Maka dari itu top lapisan dari sumur ZE 17 yang

berada paling luar dianggap sebagai LKO dengan kedalaman top lapisan berada pada -744 ft.

2. Berdasarkan analisa kualitatif dan kuantitatif data sumur, lapisan batupasir “Z_E” memiliki

karakteristik sebagai batuan reservoar. Dengan adanya crossover dan perbedaan nilai log

resistivitas pada tiap-tiap sumur menunjukkan sebagai batuan yang porous. Dan Lapisan

batupasir “Z_E” mengandung fluida minyak dari pembacaan harga tahanan jenis sekitar 10 –

80 ohm yang menunjukkan pembacaan fluida minyak dari log resistivitas serta persentasi

dari analisa flourencence sekitar 10 – 70 %.

3. Dari bentuk kurva log dengan pola kurva berbentuk funnel pada tiap-tiap sumur di lapisan

batupasir “Z_E” dapat dikatakan, lapisan ini terendapkan pada lingkungan pengendapan

delta front dengan fasies endapannya adalah distributary mouth bar.

4. Berdasarkan data interval kedalaman top lapisan batupasir “Z_E” didapatkan geometri bawah

permukaan dengan bentuk antiklin mengarah ke arah utara – selatan dan sayap antiklin

mengarah barat – timur dimana antiklin ini juga berfungsi sebagai perangkap struktur

petroleum system dari lapisan batupasir “Z_E”

5. Dari pengukuran volume reservoar dan juga perhitungan petrofisik batuan dengan harga

porositas 0.222 - 0.315 dan saturasi air 0.604 - 0.668 didapatkan jumlah cadangan minyak

pada lapisan batupasir “Z_E” yaitu 1,672 MBO (million barrel oil).

90

DAFTAR PUSTAKA

Allen, G.P. & Chamber, J.L.C, 1998, Sedimentation in The Modern and Miocene

Mahakam Delta, Queensland Universityof Technology, Brisbane,

Australia

Allen, G.P., Laurier, D., Thouvenin, J.M., 1976, Sediment Distribution Pattern In

The Modern Mahakam Delta, Indonesian Petroleum Association,

Proceedings 5th Annual Convention Jakarta, p 159-178.

Asikin, S., 1976, Geologi Struktur Indonesia, Departemen Teknik Geologi ITB,

Bandung, Indonesia

Asquith, George. G. Charles, 1982, Basic Well Log Analysis for Geology, The

American Association of Petroleum Geologist, Tulsa, Oklahoma, USA

Bachtiar, A., et.al., 1999, Geological Study on Semberah Block, Final Report. PT

Intibumi Sarana Makmur (GDA Group)

Bachtiar, A., 2004, Fluvial – Deltaic Sedimentology Application In Oil and Gas

Exploration and Production, IAIG Guest Lecture Program, Yogyakarta

Bemmelen, R.W. Van., 1949. The Geology of Indonesia. Martinus Nijhoff The Hague.

Boggs, S. Jr., 1987. Principles of Sedimentology and Stratigraphy. Merril Publishing Company, Columbus, Ohio.

Curray, J.R., 1969, Transgressions and Regressions, in paper, in marine Geology, ed. R.L. Miller : Mac.Millan C.,New York, 1975, 203 p.

Davis, Jr. R.A., 1983, Depositional Systems : A Genetic Approach to Sedimentary Geology, University of South Florida, New Jersey

Elliot, T., 1986. Deltas, in : Reading, H.G., (ed) : Sedimentary Environment and Facies. Blackweell Scientific Publications, Oxford, London.

91

Firdaus, M., & Prabantara, A., 2005. Introduction to Logging Tools & Well Log Interpretation. Two day courses Elnusa Drilling Services, tidak dipublikasikan

Fisher, W.L., Brown, L.F., Scott, A.J., and McGowen, J.H., 1969. Delta System in The Exploration for Oil & Gas. A research Colloquium, Bureau of Economic Geology, University of Texas at Austin, Austin, Texas.

Friedman, G.M., & Sanders, J.E., 1978, Principles of Sedimentology, John Wiley &

Sons, New York, Chichester, Brisbane, Toronto, Singapore.

Galloway, W.E., 1983, Depositional System and Sequence in The Exploration for

Sandstone and Stratigraphic Traps, Springer – Verlag, New York, USA.

Geology Division Of EMP SEMBERAH, 2004, Semberah Group Geological Review, PT Semberani Persada Oil, Jakarta

Harsono, A., 1997, Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log, Edisi kedelapan,

Schlumberger Oilfield Service, Jakarta

Katili, J.A., 1978, Past & Present Geotectonic of Sulawesi, Indonesia

Tectonophysics, Vol. 45

Koesoemadinata, R.P., 1978. Geologi Minyak dan Gas Bumi. ITB, Bandung.

Koesoemadinata, R.P., 1980. Geologi Minyak dan Gas Bumi Edisi Kedua Jilid I.

ITB, Bandung.

Marks, E., Sujatmiko, Samuel, L., Dhanutirto, H., Ismoyowati, T., Sidik, B.B., 1982, Cenozoic Stratigraphic Nomenclature In Kutai Basin, Kalimantan, Proceeding of Indonesian Petroleum Association, 11th Annual Convention, Jakarta, Indonesia

Mora S., Gardini Marco, Kusumanegara Yohan & Wiwoko Agung, 2001, Modern

Ancient Deltaic Deposits and Petroleum System of Mahakam Area,

Proceeding Indonesia Petroleum Association, Total E & P Indonesia.

Moss, S.J., Chambers, J.L.C., 1998, Tertiary Facies Architecture In The Kutai Basin,

Kalimantan, Indonesia, Journal of Asian Earth Sciences.

92

Paterson, D.W., Bachtiar, A., Bates, J.A., Moon, J.A. and Surdam, R.C., 1997. Petroleum System of the Kutai Basin, Kalimantan, Indonesia, Proceeding Indonesia Petroleum Association, Petroleum System of SE Asia Australia Conference, May 1997, pp 709 - 726.

Pertamina BPPKA, 1997, Petroleum Geology of Indonesian Basins, vol XI, Kutai Basin, Jakarta

Pettijohn, F.J., Potter, P.E., & Siever, R., 1973. Sand and Sandstone. Springer-Verlag, New York.

Samuel, L., & Muchsin, S., 1975. Stratigraphy and Sedimentation in the Kutai Basin, East Kalimatan, Indonesian Petroleum Association Proceeding, Vol 2, p.27-39.

Satyana, A.H, Nugroho D., Surantoko I., 1999, Tectonic Control On The Hydrocarbon Habitats of The Barito, Kutai, and Tarakan Basins, Eastern Kalimantan, Indonesia, Major, Dissimilateries In Adjoining Basins. Journal of Asian Earth Science, Jakarta.

Schlumberger, 1986, Log Interpretation Charts, Schlumberger Well Service, Jakarta

Selley, R,C.,1985. Ancient Sedimentary Environment and Their Subsurface Diagnosis 3rd edition. Cornell University Press, Ithaca, New York.

Serra, O., 1985. Sedimentary Environment from Wireline Logs. Schlumberger.

Van Bemmelen, R.W., 1949, The Geology of Indonesia,Vol 1A., The Haque

Martinus. Nijnhoff

Van de Weerd, A., and Armin R.A., 1992. Originand Evolution of the

TertiaryHydrocarbon Bearing Basins in Kalimantan (Borneo), Indonesia.

AAPG Bulletin, 76 (11), pp1778-1803.

Walker R. G., & James P.N., 1992, Fasies Model : Response to Sea Level Change,

Geological Association of Canada, Canada

93

Data Petrofisik ZE 5 GR Max

GR Min ρma ρf φNsh BHT

(F) TD (ft)

ST (F) Rmf Rsh m a

47.4 31.67 2.65 1.1 0.386 128 4317 77 0.11 7.015 2.15 0.62

DEPTH GR Vsh LLD (RT)

MSFL (Rxo) LLS CNL LDL φD φN φDcorr φNcorr φe F Rw Sw

648 39.06 0.47 0.731 1.551 3.859 0.434 1.827 0.531 0.43 0.479 0.313 0.442 3.59 0.204 0.848 648.5 36.03 0.28 2.864 1.589 1.124 0.438 1.831 0.528 0.44 0.497 0.367 0.468 3.167 0.904 0.826

649 34.56 0.18 4.586 1.756 8.215 0.396 1.959 0.446 0.4 0.425 0.349 0.408 4.257 1.077 0.83 649.5 38.81 0.45 3.66 1.991 6.623 0.413 2.004 0.417 0.41 0.366 0.296 0.351 5.895 0.621 0.749

650 42.46 0.69 3.87 2.453 8.277 0.416 1.998 0.421 0.42 0.344 0.239 0.321 7.143 0.542 0.702 650.5 46.34 0.93 4.267 1.47 10.19 0.449 1.946 0.454 0.45 0.35 0.209 0.318 7.257 0.588 0.677

651 45.03 0.85 5.25 1.539 11.55 0.441 1.977 0.434 0.44 0.339 0.222 0.313 7.527 0.698 0.661 651.5 41.4 0.62 6.773 1.499 12.18 0.45 1.999 0.42 0.45 0.351 0.291 0.337 6.413 1.056 0.664

652 39 0.47 8.425 2.64 13.44 0.413 2.065 0.378 0.41 0.326 0.293 0.318 7.261 1.16 0.675 652.5 35.37 0.24 10.25 2.058 15.4 0.402 2.065 0.378 0.4 0.351 0.341 0.349 5.962 1.72 0.75

653 36.21 0.29 11.12 2.197 15.75 0.405 2.067 0.376 0.41 0.344 0.331 0.341 6.273 1.772 0.717 653.5 34.87 0.2 10.89 2.015 14.47 0.418 2.049 0.388 0.42 0.365 0.366 0.365 5.406 2.015 0.765

654 35.34 0.23 11.68 1.136 14.4 0.423 2.019 0.407 0.42 0.381 0.362 0.377 5.051 2.313 0.745 654.5 33.53 0.12 12.87 1.138 14.58 0.427 2.007 0.415 0.43 0.402 0.397 0.401 4.428 2.905 0.818

655 34.71 0.19 13.71 1.662 14.07 0.455 2.005 0.416 0.46 0.395 0.405 0.397 4.518 3.035 0.76 655.5 36.12 0.28 14.46 1.937 14.04 0.451 2.017 0.408 0.45 0.377 0.378 0.377 5.051 2.862 0.702

656 41.03 0.6 14.44 1.788 13.68 0.45 1.973 0.437 0.45 0.37 0.297 0.354 5.779 2.499 0.595

94

656.5 39.59 0.5 14.09 1.377 12.73 0.417 1.885 0.494 0.42 0.438 0.287 0.404 4.349 3.239 0.623 657 41.93 0.65 14.93 0.561 12.37 0.393 1.832 0.528 0.39 0.455 0.225 0.404 4.353 3.43 0.584

657.5 38.62 0.44 16.44 0.835 12.21 0.378 1.859 0.51 0.38 0.461 0.264 0.417 4.066 4.043 0.627 658 41.25 0.61 17.27 1.488 12.31 0.375 1.939 0.458 0.38 0.39 0.218 0.352 5.848 2.953 0.572

658.5 41.06 0.6 17.79 1.592 13 0.425 1.913 0.475 0.43 0.409 0.271 0.378 5.017 3.547 0.574 659 45.06 0.85 19.08 0.944 13.22 0.409 1.91 0.477 0.41 0.382 0.19 0.339 6.327 3.016 0.529

659.5 44.37 0.81 20.66 0.941 12.76 0.389 1.923 0.469 0.39 0.379 0.181 0.335 6.521 3.168 0.523 660 42.21 0.67 23.72 1.569 12.53 0.359 2.048 0.388 0.36 0.314 0.187 0.285 9.188 2.582 0.521

660.5 36.71 0.32 29.02 1.907 13.47 0.331 2.078 0.369 0.33 0.333 0.249 0.314 7.471 3.884 0.61 661 33.68 0.13 32.65 1.711 14.43 0.33 2.075 0.371 0.33 0.357 0.297 0.343 6.17 5.292 0.745

661.5 31.67 0 35.5 1.778 14.58 0.293 2.051 0.387 0.29 0.387 0.293 0.366 5.39 6.586 0.927 662 34.25 0.16 38.22 1.822 14.34 0.313 2.058 0.382 0.31 0.363 0.271 0.343 6.194 6.171 0.697

662.5 34.15 0.16 40.37 2.089 13.85 0.296 2.069 0.375 0.3 0.357 0.256 0.335 6.524 6.188 0.697 663 34.62 0.19 43.5 2.08 13.95 0.286 2.068 0.376 0.29 0.355 0.238 0.329 6.775 6.421 0.662

663.5 33.84 0.14 47.02 1.823 15.23 0.275 2.06 0.381 0.27 0.365 0.239 0.337 6.415 7.33 0.705 664 37.31 0.36 45.2 1.939 15.02 0.284 2.046 0.389 0.28 0.349 0.192 0.314 7.462 6.057 0.544

664.5 37.06 0.34 41.52 1.918 14.34 0.314 2.054 0.384 0.31 0.346 0.225 0.319 7.22 5.75 0.561 665 36.34 0.3 35.36 1.66 13.45 0.305 2.038 0.395 0.3 0.362 0.228 0.332 6.63 5.332 0.604

665.5 35.18 0.22 28.09 1.497 11.77 0.329 2.023 0.405 0.33 0.38 0.272 0.356 5.717 4.914 0.677 666 37.71 0.38 23.26 1.455 10.22 0.329 2.003 0.418 0.33 0.375 0.23 0.343 6.201 3.752 0.606

666.5 39.71 0.51 22.49 1.425 9.738 0.351 2.024 0.404 0.35 0.347 0.219 0.318 7.263 3.097 0.564 667 40.56 0.57 22.25 1.121 9.546 0.34 2.058 0.382 0.34 0.319 0.194 0.291 8.798 2.529 0.549

667.5 41.56 0.63 20.86 0.971 9.118 0.37 2.079 0.369 0.37 0.298 0.208 0.278 9.693 2.152 0.542 668 45.65 0.89 19.72 1.93 9.092 0.382 2.107 0.35 0.38 0.251 0.152 0.229 14.75 1.337 0.514

668.5 47.15 0.99 17.96 1.942 9.271 0.386 2.104 0.352 0.39 0.242 0.132 0.218 16.45 1.091 0.521

95

669 48 1.04 16.36 2.218 8.941 0.402 2.12 0.342 0.4 0.226 0.135 0.206 18.58 0.88 0.53 669.5 45.84 0.9 16.33 2.226 8.723 0.422 2.129 0.336 0.42 0.235 0.19 0.225 15.3 1.068 0.534

670 47.37 1 16.45 1.824 8.78 0.419 2.146 0.325 0.42 0.214 0.162 0.202 19.29 0.853 0.528 670.5 47.31 1 15.97 1.935 8.772 0.39 2.157 0.318 0.39 0.207 0.134 0.191 21.89 0.729 0.53

671 46.81 0.96 15.3 2.037 8.781 0.386 2.152 0.322 0.39 0.214 0.138 0.197 20.37 0.751 0.536 671.5 43.34 0.74 14.7 1.871 8.616 0.408 2.139 0.33 0.41 0.247 0.216 0.24 13.32 1.103 0.559

672 41.93 0.65 14.36 1.96 8.252 0.413 2.127 0.338 0.41 0.265 0.245 0.26 11.19 1.284 0.576 0.49 0.315 0.644

96

Data Petrofisik ZE 6 GR Max

GR Min ρma ρf φNsh BHT TD

(ft) ST (F) Rmf Rsh m a

72.62 33.96 2.65 1.1 0.561 93 4200 77 0.22 5.16 2.15 0.62

DEPTH GR Vsh LLD (RT)

MSFL (Rxo) LLS CNL LDL φN φD φDcorr φNcorr φe F Rw Sw

336 70.87 0.955 12.63 10 14.4 0.58 1.98 0.58 0.432 0.278 0.223 0.2656 10.724 1.177 0.53 337 72.62 1 9.797 11.5 11.3 0.506 2.134 0.51 0.333 0.171 0.132 0.162 31.045 0.316 0.545

337 65.56 0.817 11.18 6.75 12.5 0.381 2.213 0.38 0.282 0.15 0.076 0.1332 47.266 0.237 0.533

338 57.62 0.612 15.23 14.2 16.6 0.299 2.214 0.3 0.281 0.182 0.07 0.1571 33.154 0.459 0.532

338 50.12 0.418 22.72 22.5 24.3 0.257 2.172 0.26 0.309 0.241 0.101 0.2097 17.815 1.276 0.55

339 46.15 0.315 34.12 26.1 36.5 0.261 2.151 0.26 0.322 0.271 0.143 0.2423 13.058 2.613 0.557

339 44.15 0.264 41.28 18.9 45.2 0.257 2.13 0.26 0.336 0.293 0.158 0.263 10.954 3.768 0.571

340 39.46 0.142 44.55 25.3 48.8 0.273 2.096 0.27 0.357 0.334 0.22 0.3087 7.7614 5.74 0.675

340 36.34 0.062 51.35 29.3 55.6 0.279 2.062 0.28 0.379 0.369 0.255 0.3441 6.1448 8.356 0.786

341 33.96 0 63.84 33.6 66.6 0.307 2.044 0.31 0.391 0.391 0.307 0.3721 5.1934 12.29 0.929

341 35.12 0.03 80.57 28.7 79.4 0.321 2.047 0.32 0.389 0.384 0.31 0.3674 5.3362 15.1 0.837

342 39.21 0.136 88.89 21.7 82.4 0.344 2.055 0.34 0.384 0.362 0.293 0.3466 6.0504 14.69 0.622

342 47.65 0.354 61.63 14.8 55.8 0.359 2.088 0.36 0.363 0.305 0.226 0.2877 9.0275 6.826 0.475

343 59.34 0.656 29.76 17.7 28 0.391 2.149 0.39 0.324 0.217 0.145 0.2012 19.48 1.528 0.457

343 69.56 0.921 17.99 10 17.6 0.404 2.24 0.4 0.264 0.115 0.059 0.1026 82.904 0.217 0.473

0.315 0.2224 0.605

97

Data Petrofisik ZE 8

GR Max

GR Min ρma ρf φNsh BHT TD

(ft) ST (F) Rmf Rsh m a

69.32 37.88 2.65 1.1 0.529 106 961 77 0.633 7.94 2.15 0.62

DEPT GR Vsh LLD (RT)

MSFL (Rxo) LLS CNL LDL φN φD φNcorr φDcorr φe F Rw Sw

398 69.32 0.9999 15.71 7.463 16.87 0.395 2.268 0.395 0.247 0.0424 0.094 0.082 132.98 0.118 0.5238

399 64.35 0.8418 16.89 8.922 17.14 0.38 2.257 0.38 0.254 0.083 0.125 0.116 63.961 0.264 0.5301

400 56.98 0.6075 22.48 10.04 21.69 0.359 2.218 0.359 0.279 0.1448 0.186 0.177 25.722 0.874 0.5404

401 54.95 0.5428 26.07 10.03 25.41 0.402 2.165 0.402 0.313 0.2105 0.23 0.225 15.25 1.709 0.545

402 46.68 0.2799 32.88 11.31 32.94 0.333 2.127 0.333 0.338 0.2344 0.295 0.281 9.4627 3.475 0.6291

403 39.43 0.0494 36.09 10.96 38.36 0.326 2.123 0.326 0.34 0.3089 0.332 0.327 6.8469 5.271 0.8403

404 37.88 0 40.15 11.51 43.07 0.334 2.099 0.334 0.356 0.3339 0.356 0.351 5.8904 6.816 0.9245

405 39.56 0.0534 42.83 10.16 44.65 0.354 2.095 0.354 0.358 0.3354 0.35 0.347 6.053 7.076 0.8309

406 52.02 0.4497 26.53 9.05 28.05 0.329 2.174 0.329 0.307 0.1707 0.239 0.223 15.541 1.707 0.5695

0.4249 0.237 0.6593

98

Data Petrofisik ZE 17

GR Max

GR Min ρma ρf φNsh BHT

(F) TD (ft)

ST (F) Rmf Rsh m a

69 32.545 2.65 1.1 0.582 133 4310 77 0.1 6.323 2.15 0.62

DEPT GR Vsh LLD (RT)

MSFL (Rxo) LLS CNL LDL φN φD φNcorr φDcorr φe F Rw Sw

880 62.555 0.82 12.009 2.547 10.55 33.726 2.256 0.337 0.254 0.02 0.116 0.09 100 0.12 0.54 880.25 59.266 0.73 12.41 2.032 10.77 34.715 2.227 0.347 0.273 0.06 0.15 0.13 49.6 0.25 0.55

880.5 56.289 0.65 12.916 1.643 11.08 35.647 2.193 0.356 0.295 0.1 0.185 0.17 29 0.445 0.56 880.75 53.838 0.58 13.52 1.448 11.46 35.781 2.16 0.358 0.316 0.13 0.218 0.2 20 0.675 0.58

881 51.976 0.53 14.218 1.374 11.92 35.588 2.132 0.356 0.334 0.15 0.245 0.22 15.6 0.913 0.59 881.25 50.625 0.5 14.997 1.354 12.45 35.353 2.113 0.354 0.346 0.16 0.263 0.24 13.3 1.128 0.59

881.5 49.624 0.47 15.837 1.394 13.04 35.392 2.104 0.354 0.352 0.17 0.273 0.25 12.1 1.307 0.6 881.75 48.773 0.45 16.715 1.517 13.67 35.594 2.103 0.356 0.353 0.18 0.278 0.26 11.5 1.451 0.6

882 47.918 0.42 17.606 1.702 14.31 35.822 2.107 0.358 0.35 0.19 0.279 0.26 11.2 1.575 0.6 882.25 46.954 0.4 18.503 1.841 14.93 35.763 2.11 0.358 0.348 0.2 0.282 0.26 10.8 1.712 0.61

882.5 45.944 0.37 19.41 1.812 15.53 35.258 2.11 0.353 0.348 0.21 0.287 0.27 10.4 1.868 0.61 882.75 45.054 0.34 20.324 1.687 16.07 34.276 2.105 0.343 0.352 0.21 0.294 0.28 9.94 2.045 0.62

883 44.392 0.33 21.239 1.592 16.57 33.284 2.097 0.333 0.357 0.21 0.302 0.28 9.51 2.234 0.63 883.25 43.897 0.31 22.142 1.57 17.01 32.71 2.088 0.327 0.363 0.21 0.31 0.29 9.07 2.441 0.63

883.5 43.361 0.3 23.011 1.578 17.39 32.691 2.081 0.327 0.367 0.21 0.317 0.29 8.64 2.665 0.63 883.75 42.551 0.27 23.816 1.58 17.69 33.072 2.077 0.331 0.37 0.22 0.323 0.3 8.17 2.915 0.64

884 41.492 0.25 24.53 1.589 17.92 33.545 2.075 0.335 0.371 0.24 0.33 0.31 7.7 3.185 0.66

99

884.25 40.316 0.21 25.138 1.596 18.06 33.886 2.075 0.339 0.371 0.26 0.335 0.32 7.3 3.442 0.68 884.5 39.259 0.18 25.642 1.601 18.26 33.958 2.073 0.34 0.372 0.27 0.341 0.33 6.95 3.691 0.7

884.75 38.528 0.16 26.067 1.592 18.3 33.751 2.069 0.338 0.375 0.27 0.347 0.33 6.68 3.9 0.72 885 38.208 0.16 26.461 1.577 18.33 33.350 2.061 0.334 0.38 0.27 0.354 0.34 6.47 4.089 0.73

885.25 38.146 0.15 26.875 1.576 18.36 32.868 2.055 0.329 0.384 0.27 0.358 0.34 6.38 4.215 0.73 885.5 38.1 0.15 27.345 1.592 18.3 32.413 2.054 0.324 0.385 0.26 0.359 0.34 6.39 4.282 0.73

885.75 37.955 0.15 27.868 1.603 18.51 32.052 2.056 0.321 0.383 0.26 0.358 0.34 6.42 4.338 0.73 886 37.809 0.14 28.394 1.576 18.63 31.802 2.06 0.318 0.381 0.26 0.356 0.34 6.49 4.372 0.73

886.25 37.801 0.14 28.845 1.52 18.77 31.656 2.06 0.317 0.381 0.26 0.356 0.34 6.51 4.434 0.73 886.5 38.015 0.15 29.151 1.466 18.91 31.602 2.062 0.316 0.379 0.26 0.354 0.33 6.61 4.412 0.72

886.75 38.329 0.16 29.274 1.434 19.02 31.623 2.065 0.316 0.377 0.25 0.351 0.33 6.75 4.336 0.71 887 38.627 0.17 29.211 1.416 19.1 31.686 2.071 0.317 0.374 0.25 0.345 0.32 6.96 4.197 0.71

887.25 38.878 0.17 28.99 1.412 19.13 31.751 2.079 0.318 0.368 0.25 0.339 0.32 7.21 4.018 0.7 887.5 39.124 0.18 28.659 1.43 19.12 31.788 2.088 0.318 0.363 0.25 0.332 0.31 7.51 3.816 0.69

887.75 39.44 0.19 28.276 1.47 19.09 31.786 2.1 0.318 0.355 0.24 0.323 0.31 7.93 3.564 0.69 888 39.868 0.2 27.899 1.534 19.04 31.745 2.113 0.317 0.346 0.24 0.313 0.3 8.47 3.294 0.68

888.25 40.307 0.21 27.572 1.629 19.02 31.685 2.126 0.317 0.338 0.23 0.302 0.29 9.07 3.04 0.67 888.5 40.505 0.22 27.32 1.759 19.02 31.638 2.136 0.316 0.332 0.23 0.295 0.28 9.51 2.872 0.66

888.75 40.252 0.21 27.148 1.851 19.07 31.638 2.141 0.316 0.328 0.23 0.293 0.28 9.59 2.832 0.67 889 39.626 0.19 27.045 1.795 19.17 31.709 2.139 0.317 0.33 0.24 0.297 0.28 9.24 2.928 0.68

889.25 38.905 0.17 26.985 1.613 19.34 31.860 2.132 0.319 0.334 0.25 0.305 0.29 8.69 3.105 0.7 889.5 38.423 0.16 26.948 1.447 19.59 32.063 2.121 0.321 0.341 0.26 0.314 0.3 8.15 3.305 0.71

889.75 38.361 0.16 26.919 1.37 19.95 32.262 2.11 0.323 0.348 0.26 0.322 0.31 7.8 3.452 0.72 890 38.682 0.17 26.881 1.373 20.4 32.434 2.101 0.324 0.354 0.26 0.326 0.31 7.64 3.52 0.71

890.25 39.192 0.18 26.806 1.408 20.91 32.626 2.094 0.326 0.359 0.26 0.328 0.31 7.59 3.532 0.7

100

890.5 39.6 0.19 26.662 1.438 21.44 32.877 2.091 0.329 0.361 0.25 0.328 0.31 7.61 3.504 0.69 890.75 39.687 0.2 26.43 1.458 21.95 33.216 2.091 0.332 0.361 0.26 0.328 0.31 7.6 3.479 0.69

891 39.511 0.19 26.14 1.455 22.43 33.643 2.093 0.336 0.359 0.26 0.327 0.31 7.55 3.464 0.69 891.25 39.277 0.18 25.864 1.425 22.89 34.126 2.097 0.341 0.357 0.27 0.326 0.31 7.52 3.439 0.7

891.5 39.145 0.18 25.706 1.39 23.38 34.482 2.099 0.345 0.355 0.27 0.325 0.31 7.49 3.431 0.7 891.75 39.172 0.18 25.769 1.369 23.92 34.733 2.096 0.347 0.357 0.28 0.327 0.32 7.4 3.485 0.7

892 39.308 0.19 26.126 1.363 24.51 35.005 2.086 0.35 0.364 0.28 0.333 0.32 7.16 3.65 0.7 892.25 39.458 0.19 26.817 1.345 25.11 35.537 2.077 0.355 0.37 0.28 0.338 0.33 6.93 3.868 0.69

892.5 39.524 0.19 27.861 1.273 25.72 36.310 2.066 0.363 0.377 0.29 0.345 0.33 6.63 4.203 0.69 892.75 39.361 0.19 29.279 1.166 26.33 37.136 2.055 0.371 0.384 0.3 0.352 0.34 6.29 4.658 0.69

893 38.898 0.17 31.109 1.081 26.96 37.709 2.043 0.377 0.392 0.31 0.362 0.35 5.9 5.268 0.7 893.25 38.172 0.15 33.404 1.045 27.56 38.037 2.031 0.38 0.399 0.32 0.373 0.36 5.52 6.048 0.71

893.5 37.308 0.13 36.225 1.047 28.05 38.246 2.02 0.382 0.406 0.33 0.384 0.37 5.17 7.001 0.73 893.75 36.391 0.11 39.626 1.065 28.34 38.463 2.01 0.385 0.413 0.34 0.395 0.38 4.86 8.151 0.75

894 35.503 0.08 43.686 1.066 28.4 38.657 2 0.387 0.419 0.36 0.406 0.39 4.58 9.535 0.78 894.25 34.733 0.06 48.457 1.053 28.22 38.879 1.991 0.389 0.425 0.37 0.415 0.4 4.35 11.14 0.81

894.5 34.078 0.04 53.911 1.057 27.82 39.189 1.984 0.392 0.43 0.38 0.423 0.41 4.17 12.93 0.84 894.75 33.465 0.03 59.906 1.083 27.23 39.630 1.979 0.396 0.433 0.39 0.429 0.42 4.02 14.91 0.87

895 32.909 0.01 66.011 1.095 26.42 40.072 1.978 0.401 0.434 0.4 0.432 0.42 3.92 16.84 0.91 895.25 32.545 0 71.425 1.07 25.32 40.308 1.977 0.403 0.434 0.4 0.434 0.43 3.86 18.51 0.94

895.5 32.602 0 75.103 1.036 23.9 40.307 1.974 0.403 0.436 0.4 0.436 0.43 3.84 19.58 0.93 895.75 33.244 0.02 76.07 0.998 22.19 40.375 1.967 0.404 0.441 0.4 0.437 0.43 3.84 19.82 0.88

896 34.442 0.05 73.8 0.94 20.26 40.760 1.956 0.408 0.448 0.39 0.439 0.43 3.85 19.15 0.81 896.25 35.958 0.09 68.504 0.872 18.06 41.264 1.943 0.413 0.456 0.38 0.44 0.43 3.88 17.65 0.74

896.5 37.5 0.14 61.153 0.834 16.33 41.553 1.936 0.416 0.461 0.36 0.438 0.42 3.98 15.36 0.68

101

896.75 38.951 0.18 53.173 0.83 14.7 41.478 1.939 0.415 0.459 0.35 0.429 0.41 4.2 12.66 0.65 897 40.429 0.22 45.935 0.822 13.24 41.073 1.954 0.411 0.449 0.33 0.413 0.39 4.6 9.977 0.63

897.25 42.199 0.27 40.358 0.775 11.99 40.415 1.98 0.404 0.432 0.3 0.388 0.37 5.3 7.61 0.6 897.5 44.521 0.33 36.551 0.73 10.98 39.545 2.015 0.395 0.41 0.27 0.354 0.34 6.5 5.621 0.57

897.75 47.476 0.41 34.154 0.781 10.19 38.502 2.054 0.385 0.385 0.23 0.316 0.3 8.51 4.012 0.54 898 50.928 0.5 32.645 1.017 9.613 37.411 2.092 0.374 0.36 0.18 0.275 0.25 11.8 2.757 0.51

898.25 54.581 0.6 31.575 1.597 9.212 36.484 2.126 0.365 0.338 0.13 0.236 0.21 17.3 1.828 0.48 898.5 58.087 0.7 30.659 2.495 8.997 35.811 2.154 0.358 0.32 0.09 0.202 0.18 25.9 1.185 0.47

898.75 61.174 0.79 29.752 2.88 8.898 35.361 2.175 0.354 0.306 0.05 0.174 0.15 38.6 0.771 0.46 899 63.763 0.86 28.745 2.611 8.879 35.090 2.189 0.351 0.297 0.02 0.153 0.12 55.8 0.515 0.45

899.25 65.892 0.92 27.501 2.385 8.885 35.025 2.2 0.35 0.29 -0 0.136 0.1 78.9 0.349 0.45 899.5 67.523 0.96 25.895 2.285 8.848 35.164 2.201 0.352 0.29 -0.02 0.128 0.1 97.6 0.265 0.45

899.75 68.566 0.99 23.906 2.162 8.717 35.419 2.198 0.354 0.292 -0.03 0.125 0.09 107 0.223 0.46 900 68.973 1 21.669 2.103 8.486 35.689 2.196 0.357 0.293 -0.03 0.125 0.09 110 0.198 0.47

0.29 0.3 0.67

ZE 15 ZE 6 ZE 16 ZE 5 ZE 17

Kedalaman Cutting Kedalaman Cutting Kedalaman Cutting Kedalaman Cutting Kedalaman Cutting

380 - 403

SST, clr, off wh, transp, lse qtz, loc fri, vf - f gr, occ ang, sbang - sbrnd, m - p srt, argill, sli calc cmt, carb frag, foss frag, p vis por, nos

420 - 450

SST, off wh - wh, clr, lse, firm, f - m gr, sbang - sbrnd, md srt, vit lstr, calc cmt, pr vis por, qtz, tr glauc, tr pyr, tr shell frag, nos.

900 - 975

SST, gy - dk gy, grns gy, clr, transl, trnsp, fr - lse qtz, vf -f gr, loc f - m gr, sbang - sbrnd, p - m srt, p sil cmt, loc calc cmt, argill, carb stks, p - f vis por, (int 897 - 970 ft) 50 - 90 % bri yell flour, mod - strong odor, lt brn oil stn, film oil on unwashed cut ring, blsh wh mod - fast radial strm cut, fr - gd oil show

1020 - 1100

SST, wh clr, cln, lse - fria, f - m gr, lov vf gr, sb rnd - rnd, loc sbang, mod - well srt, vit lstr, non calc cmt, fr - gd vis por, qtz, 80 - 90 % bri yell flour, fr - strong odor, ltbrn vit stn, fast blsh wh radial strm cut, thin - thick pale yell res ring, oil film on shaker, good - excell oil show

1250 - 1325

SST, lt brn, clr, trnsl, trnsp, loc mat redish brn, blk - lt gy, lse qtz, loc fria, f - m gr, occ m - c gr, sbrnd, m - w srt, p sil cmt, argill carb stks, tr pyr, fr vis por, (int 1260 - 1320 ft) give 30 - 90 % w/ bri yell flour, occ sli odor, occ lt brn o stn, blsh wh v slow strm cut, p oil show

800 - 850

SST, off wh, clr - transp, dom lse qtz, loc fria, f - m gr, loc crs grn, sbang - sbrnd, p srt, pr silic cmt, tr carb stks, tr kaol, pr vis por, nos.

730 - 770

SST, off wh, clr, transl, f - m gr, vf - f gr l/p, sbang - sbrnd, mod srt, non calc cmt, fr - gd vis por, coarsening u/w, dominant lse qtz gr, tr pyr, nos.

1025 - 1125

SST, clr, transp, trsnsl, lse qtz, f - m gr, loc c gr, sbang - sbrnd, m srt, p sil cmt, loc sli calc, tr carb stks, lithic mat, f vis por, nos 1160 -1200

SST, v lt gy - off wh, sft - fria, occ lse, vf - f gr, sbang - sbrnd, mod - well srt, non calc cmt, fr vis por, qtz, nos. 1375 - 1410

SST, clr, trnsl, trnsp, dom lse qtz, loc fri, m gr, sb rnd, m - w srt, p sil cmt, argill, carb i/p, f vis por, nos

1220 - 1300

SST, off wh, clr, transp, transl, dom lse qtz, f - m gr, sbang - sbrnd, mod srt, loc lithic frag, loc argill, carb i/p, pr vis por, nos.

820 - 880

SST, wh, clr, transl, lse, f - m gr, sbang -sbrnd, mod - well srt, loc pr srt, vit lstr, non calc cmt, fr - gd vis por, loc conglomeratic qtz, cht, chlorite, loc dolic, tr lithic mat, tr pyr, tr foram, nos

SST, clr, trnsp, trsnsl, lse qtz, f - c gr, sbang - sbrnd, p srt, p sil cmt, loc sli calc, tr carb stks, lithic mat, p -f vis por, nos

1360 -1420

SST, off wh, lt brn, clr, trnsl, fria, occ lse, f - m gr, sbang - sbrnd, mod srt, vit lstr, non calc cmt, fr vis por, qtz, nos.

1525 - 1600

SST, clr, trnsl, trnsp, lt brn, dom lse, qtz, loc fri, f - m gr, sbang - sbrnd, m srt, p sli cmt, carb i/p, f vis por, nos.

1300 - 1350

SST, lt gy, lt brn, off wh, fria mod hd, f - m gr, sbang - sbrnd, mod srt, calc cmt, carb stks, mod vis por, loc gd - silty, 10 % bright yell flour, bluish wh vis slow strm cut, trace oil show.

1475 - 1575

SST, clr, trnsp, trnsl, lse qtz, loc fri, vf - f gr, sbang- sbrnd, p -f srt, sil cmt, argill, silty, carb stks, p vis por, nos

SST, off wh, v lt brn, clr, trnsl, fria occ lse, f - m gr, sbang - sbrnd, occ ang, mod srt, vit lstr, non calc cmt, f vis por, qtz, nos.

SST, clr, trnsl, trnsp, ltgy, dom lse qtz, fria, f - m gr, sbang - sbrnd, m srt, calc cmt, nos

SST, wh, clr, cln, trans, dom lse, m gr, occ crs - crs grn, sbang - sbrnd, mod srt, occ pr srt, vit lstr, non calc, fr - gd vis por, finning u/w, loc argill, coal streaks, loc conglomerat, dom qtz, tr lithic frag, nos

SST, clr, trnsl, trnsp, opaq, loc brnsh red, dom lse qtz, m - c gr, sbang - sbrnd, p srt, p sil cmt, lithic frag - loc chert, carb stks, f vis por, nos

1600 -1700

SST, wh clr, occ gy, transl, dom lse, f - m gr, sbrnd - rnd, occ sbang, mod - well srt, vit lstr, non calc cmt, fr - gd vis por, qtz, coal/ lignit interlam i/p, nos.

1800 - 1925

SST: off wh-lt brn, clr, trnsl, lse Qtz, locfri, f-m gr, sb rnd, m-w srtd, p sil cmtd,loc argill, lith frag, loc carb-coal, f-g vispor, Nos.

SST, gy - lt gy, brn - lt brn, fria, m gr, occ f gr, sbrnd - rnd, occ sbang, mod srt, vit lstr, non calc cmt, pr - fr vis por, qtz, argill, silty i/p, coal/ lignit interlam at u/p, nos

SST: off wh-lt brn, clr, trnsl, lse Qtz, locfri, m gr, sb rnd, m-w srtd, p sil cmtd,loc argill, lith frag, loc carb-coal, f-g vispor, Nos.

Lapisan Batupasir “Z_E”

Lapisan Batugamping

ZE 15 ZE 6 ZE 16 ZE 5 ZE 17


360 - 370

LST, off wh, crm, ltbrn, hd dense, pkst, re xln, p vis por, no show

400 - 410

LST,off wh - wh, occ cmry wh, h - vh dense, mud - pkst, re - xln, micro xln, no - p vis por, nos

640 - 665

LST, lt brn, crm, off wh, hd-dense, xln, loc chlky, loc such text, wkst - pkst, loc grst, tr foram & coral frag, p vis por, nos.

715 - 730

LST, crm dk brn, v hd, buff, loc x talin, dolic, pr vis por, nos, class pkst.

920 - 950

LST, dom crm, brn - dk brn, off wh, h - vh hd, x - ln, loc mic xln, chlky, wkst - pkst, tr foram foss, p vis por, nos

460 - 490

LST, off wh, crm, lt brn, occ ltgy, hd dense, sharp edges, mdst - pkst, mic xln, re xln, p vis por, nos

495 - 510

LST, wh, crm wh, buff, loc chlky, vh dense, re - xln, mic xln, gen mdst, occ pkst, intgr spary cmt, occ intgr vis por, tr glauco, nos

750 - 760

LST, off wh, lt brn, crm, hd dense, sharp edges, mic xln, chlky, wkst - pkst, p vis por, nos

860 - 890

LST, wh - crm, off wh, cln, v hd, buff, loc x talin, dolic, pr vis por, nos, class mdst - pkst.

1030-1040

LST, dom crm, brn - dk brn, off wh, h - vh hd, x - ln, loc mic xln, chlky, wkst - pkst, p vis por, nos

Lapisan Batubara

ZE 15 ZE 6 ZE 16 ZE 5 ZE 17


920 - 930 COAL, blk, loc dk brnsh blk, md hd, britt, blky - conch fract, vit lust

995 - 1000 COAL, blk, britt - md hd, sbblky - blky, vit lstr, conch fract. 1180 - 1190 COAL, blk, sft - m hd, britt, blky -

conch earthy, vit lust. 1295 - 1300 COAL, blk, britt, occ m hd, vit lstr, conch fract, woody struc 1340 - 1350 COAL, blk, md hd, britt, blky, conch

fract, vit lust

1100 - 1110

1180 - 1195 COAL, blk, britt - md hd, sbblky, vit lstr, conch fract. 1375 - 1385 COAL, blk, sft - m hd, britt, blky -

conch earthy, vit lust. 1495 - 1510 COAL, blk, britt, vit lstr, conch fract, woody struc 1410 - 1420

1150 - 1160

1235 - 1245 1425 - 1430

1545 - 1550 1710 - 1720 COAL, blk, md hd, britt, conch fract, vit lust

1300 - 1310

1375 - 1385 COAL, blk, britt, blky - plty, conch fract, vit lstr, woody struc. 1575 - 1590 COAL, blk, m hd, britt, blky - conch

fract, vit lust. 1715 - 1720 COAL, blk, britt, occ m hd, vit lstr, conch fract, woody struc, amber

1755 - 1760

240 - 260

Coal, blk, md hd, brit, woody – conch frac, vit lust 285 - 290 Coal, blk, brit – mod hd, vit lus,

conch frct, wdy strct 525 - 560 Coal, blk, mhd, britt, conch frac, sb blky, vit lus 600 - 610 Coal, blk, britt, blky, conch fract,

wdy strct 830 - 840

ZE 15 ZE 6 ZE 8 ZE 16 ZE 5 ZE 17

Kedalaman Cutting Kedalaman Cutting Kedalaman Cutting Kedalaman Cutting Kedalaman Cutting Kedalaman Cutting

300

SST, off wh - wh, clr, transp, f - vf, loc m grn, sb ang - sbrnd, mod srt, calc cmt, tr pyr, loc coal stks, pr - f vis por, loc kaolinit, (int 310 - 320 ft) by sample w/ 70% bright yell flour, wk odor, blsh wh slow strm cut, trace oil show

385

SST, off wh - wh, clr, lse, firm, f - m gr, sb ang - sbrnd, mod - well srt, calc cmt, pr - fr vis por, tr shell frag, coal stks u/p, 50 % pl yell flour, wk - fnt odor, blsh wh strm cut, fair oil show.

400

SST, gy - lt gy, lt brn, off wh - clr, md hd - fri britt, loc fri - lse, f -c gr, ang - sbang, vp - m srt, qtz, argill - wacky, sill cmt, occ sli calc, loc interlock text, re xln, sharp edges, carb mat, tr pyr, p - fr vis por, fr oil show at int (400 - 410)

550

SST, clr, ltgy, transl, consol w/calc cmtd, fria, f - m gr, sbang - sbrnd, m srt, silty, carb stks, tr pyr, f vis por, 10 % give pale yell flour, wh slow crsh cut flour, wh blsh thick res ring, tr oil show

645

SST, crm, wh clr, lse, occ fria, vf - f gr, sbrnd - rnd, mod - well srt, vit lstr, non sli calc cmt, fr vis por, qtz, 60 % bright yell flour, fr odor, ltbrn, vis stain, mod blsh wh strm cut, milky wh thick res ring, good oil show

880

SST, ltbrn, clr, trnsl, trnsp, dom lse qtz, loc fria, vf - f gr, sbrnd, mod - well srt, p sil cmt, loc sli calc cmt, argill, tr pyr, fr vis por, (int 883 - 910) give 50 % bri yell flour, film oil on unwashed smpl, blsh wh v slow - crushed cut, lt milky wh res ring, p oil show

tugas akhir pertambangan

Documents

Transcript of tugas akhir pertambangan