0
UNIVERSITAS DIPONEGORO
PEMETAAN BAWAH PERMUKAAN DAN ESTIMASI POTENSI SUMBERDAYA
UNTUK PEMERINGKATAN PROSPEK HIDROKARBON BERDASARKAN DATA
WIRELINE LOGS DAN SEISMIK 2D FORMASI BATURAJA, LAPANGAN NUSA,
CEKUNGAN SUMATERA SELATAN
NASKAH PUBLIKASI
TUGAS AKHIR
AHMAD AJI SETIA PRAJA
21100110120002
FAKULTAS TEKNIK
PROGRAM STUDI TEKNIK GEOLOGI
SEMARANG
MARET 2015
1
PEMETAAN BAWAH PERMUKAAN DAN ESTIMASI POTENSI SUMBERDAYA
UNTUK PEMERINGKATAN PROSPEK HIDROKARBON BERDASARKAN DATA
WIRELINE LOGS DAN SEISMIK 2D FORMASI BATURAJA, LAPANGAN NUSA,
CEKUNGAN SUMATERA SELATAN
Ahmad Aji Setia Praja*, Hadi Nugroho*, Fahrudin*, Swirijaya**
(corresponding email: [email protected])
*Program Studi Teknik Geologi Universitas Diponegoro, Semarang
**KP3 Eksplorasi PPPTMGB Lemigas, Ciledug, Jakarta Selatan
ABSTRAK
Cekungan Sumatera Selatan merupakan salah satu cekungan yang dikenal sangat prospektif
dan potensial di Indonesia. Sejak ditemukannya Lapangan Babat pada tahun 1902, maka Cekungan
Sumatera Selatan diakui menjadi cekungan utama penghasil hidrokarbon di Indonesia dengan
ditemukannya lapangan-lapangan baru setelah itu. Lapangan Nusa sebagai salah satu lapangan di
Cekungan Sumatera Selatan, Subcekungan Palembang Selatan, merupakan salah satu implementasi
usaha eksplorasi di cekungan yang potensial tersebut. Seiring dengan tahap pengembangan lapangan,
maka perlu dilakukan evaluasi dan pemetaan bawah permukaan lanjutan untuk mengetahui secara
pasti nilai potensi sumberdaya hidrokarbon yang terdapat di Formasi Baturaja di Lapangan Nusa.
Pemetaan bawah permukaan pada penelitian ini dilakukan dengan menggunakan data wireline
logsdan seismik 2 dimensi dengan didukung data hasil deskripsi side wall core (SWC) dan mud log.
Hasil dari penelitian ini dapat digunakan untuk mengetahui lokasi-lokasi pada Formasi Baturaja di
Lapangan Nusa yang berpotensi sebagai cebakan hidrokarbon sekaligus nilai potensi keterdapatan
hidrokarbonnya. Hasil ini dapat digunakan sebagai bahan pertimbangan dalam pemeringkatan
prospect dan simulasi produksi di Lapangan Nusa.
Dari hasil pemetaan bawah permukaan yang telah dilakukan, diketahui bahwaFormasi
Baturaja di Lapangan Nusa terdiri dari litologi batugamping dengan sisipan batupasir dan serpih. Hasil
pemetaan bawah permukaan juga menunjukkan bahwa pada Formasi Baturaja di Lapangan Nusa
terdapat sesar normal dengan trend timurlaut-baratdaya dan beberapa sesar reverse yang mempunyai
trend cenderung baratlaut-tenggara yang merupakan produk inversi, dengan closure yang berpotensi
sebagai reservoir sebanyak 2 lead dan 4 prospect. Total prospeksi sumberdaya yang dapat disimpan
pada keenamclosure tersebut adalah sejumlah6.845.084barel (6,845 MMSTB). Dari potensi masing-
masing zona lead dan prospect tersebut selanjutnya dilakukan pemeringkatan untuk menentukan
lokasi prioritas dalam tahap pengembangan eksplorasi.
Kata kunci: pemetaan bawah permukaan, Formasi Baturaja, potensi sumberdaya hidrokarbon,
………………pemeringkatan prospek.
PENDAHULUAN
Cekungan Sumatera Selatan meru-
pakan salah satu cekungan yang dikenal sangat
prospektif dan potensial di Indonesia. Sejak
ditemukannya Lapangan Babat pada tahun
1902, maka Cekungan Sumatera Selatan diakui
menjadi cekungan utama penghasil hidro-
karbon di Indonesia dengan ditemukan dan
diproduksinya lapangan-lapangan baru setelah
itu. Selain itu, petroleum system yang terdapat
di cekungan ini juga sangat potensial antara
lain dilihat dari banyaknya formasi-formasi di
2
cekungan ini yang dapat berperan sebagai
reservoir, yaitu mulai dari interval Formasi
Talang Akar, Formasi Baturaja, Formasi
Gumai, Formasi Air Benakat, hingga Formasi
Muara Enim, baik yang terdiri dari reservoir
batupasir maupun reservoir batugamping yang
ditemukan sama baiknya di cekungan ini. Ini
sudah lebih dari setengah jumlah dari total
delapan formasi yang ditemukan di Cekungan
Sumatera Selatan (Koesoemadinata, 1980).
Lapangan Nusa merupakan salah satu
lapangan eksplorasi di Cekungan Sumatera
Selatan, Subcekungan Palembang Selatan,
dengan peta lokasi sebagaimana pada Gambar
1. Dibangunnya lapangan inimerupakan salah
satu implementasi usaha eksplorasi di cekung-
an yang potensial tersebut. Lapangan ini turut
ditangani oleh PPPTMGB Lemigas dengan
empat sumur pengeboran, yaitu Sumur Nusa-1,
Nusa-2, Nusa-3, dan Nusa-4. Seiring dengan
tahap pengembangan lapangan, maka perlu
dilakukan evaluasi dan pemetaan bawah
permukaan lanjutan sekaligus untuk mengeta-
hui secara pasti nilai sumberdaya hidrokarbon
yang terdapat di Formasi Baturaja Lapangan
Nusa. Hasil dari penelitian ini dapat digunakan
sebagai bahan pertimbangan dalam pemering-
katan prospect dan simulasi produksi di La-
pangan Nusa.
GEOLOGI REGIONAL
Menurut Bishop (2001), Cekungan
Sumatera Selatan secara geografis terletak di
Pulau Sumatera bagian selatan. Bagian utara
dibatasi oleh Pegunungan Tigapuluh, bagian
selatan dipisahkan dari Cekungan Sunda yang
terdapat di Jawa Barat Bagian Utara oleh
Tinggian Palembang atau Tinggian Lampung,
bagian barat dibatasi oleh Bukit Barisan
berumur Plio-Pleistosen.
Sejarah Tektonik
Pulonggono dkk. (1992); dalam Pratiwi
(2013), membagi pembentukan Cekungan
Sumatera Selatan menjadi empat fase, yaitu
fase kompresi atau fase rifting pada Kala Jura
Awal-Kapur yang menghasilkan sesar
mendatar dekstral berarah baratlaut-tenggara
dan trend berarah utara-selatan, fase tensional
pada Kala Kapur Akhir sampai Tersier Awal
yang menghasilkan sesar normal dan sesar
tumbuh berarah utara-selatan dan baratlaut-
tenggara, fase sagging pada Kala Miosen atau
Intra-Miosen yang menyebabkan pengangkat-
an tepi-tepi cekungan, dan fase kompresional
yang membentuk perlipatan-perlipatan, sesar-
sesar mendatar, mereaktifasi sesar-sesar
berumur Paleogen, mereaktifasi struktur
geologi yang lebih tua menjadi struktur inversi
(uplifted) dan membentuk kompleks antiklino-
rium berarah tenggara-baratlaut.
Stratigrafi Regional
Beberapa ahli mengelompokkan
stratigrafi yang terdapat di Cekungan Sumatera
Selatan berdasarkan fase regresi dan
transgresinya. Koesoemadinata (1980)
menjelaskan bahwa formasi yang terbentuk
dalam fase transgresi dikelompokkan sebagai
Kelompok Telisa atau Formasi Telisa, yang
meliputi: Formasi Talang Akar, Formasi
Baturaja, dan Formasi Gumai. Sedangkan
formasi yang terbentuk dalam fase regresi
dikelompokkan sebagai Kelompok Palembang
atau Formasi Palembang, yang meliputi
formasi-formasi yang terbentuk setelah
Formasi Telisa, yaitu: Formasi Air Benakat,
Formasi Muara Enim, dan Formasi Kasai.
Namun dalam praktik eksplorasi, seringkali
Formasi Talang Akar dan Formasi Baturaja
dijelaskan terpisah dengan tujuan
menyederhakan konsep di lapangan karena
kedua formasi tersebut seringkali menjadi
target reservoir. Hubungan posisi dan waktu
antar formasi tersebut digambarkan Ginger dan
Fielding (2005) pada Gambar 2 dalam sebuah
skema kronostratigrafi Cekungan Sumatera
Selatan yang meliputi semua formasi yang
ditemukan di cekungan tersebut
METODOLOGI DAN ANALISIS DATA
Pada penelitian ini dilakukan
tahapan analisis sebagaimana berikut:
1. Analisis Data Wireline Logs
3
Log yang digunakan untuk penelitian
dalam analisis ini adalah log gamma ray
(GR), spontaneous potential (SP), caliper
(CALI), resistivitas (ILD dan SN),
densitas bulk (RHOB), dan porositas
neutron (NPHI)). Analisis tahap awal
bertujuan untuk menentukan top dan
bottom Formasi Baturaja, tahap
selanjutnya dilakukan untuk interpretasi
litologi, korelasi sumuran, dan zonasi
reservoir.
2. Deskripsi Litologi
Deskripsi litologi dilakukan dengan
analisis kualitatif wireline logs yang
dikalibrasi dengan data sekunder berupa
data mud log dan side wall core (SWC).
3. Korelasi pada Wireline Logs
Korelasi well log yang dilakukan dengan
menghubungkan horizon top dan bottom
ekivalen Formasi Baturaja dari data log
keempat sumur dengan membuat bidang
korelasi. Interpretasi Seismik 2D dan
Pemetaan Bawah Permukaan
Pemetaan bawah permukaan bertujuan
untuk mengetahui persebaran Formasi
Baturaja di Lapangan Nusa dan
keterdapatan closure yang memung-
kinkan menjadi cebakan hidrokarbon.
Tahap pemetaan bawah permukaan
mencakup proses utama yaitu interpretasi
seismik 2D yang meliputi picking Top
BRF horizon, bottom BRF horizon, dan
picking fault. Hasil akhir pemetaan bawah
permukaan meliputipeta struktur keda-
laman (depth structure map) dan peta
persebaran ketebalan Formasi Baturaja
(isopach map).
4. Perhitungan dan Pemeringkatan
Sumberdaya Hidrokarbon
Terminologi sumberdaya yang digunakan
dalam penelitian ini merujuk kepada
cadangan di mula-mula di dalam
reservoir, atau biasa disebut dengan
Original Oil-In-Place (OOIP). Pemering-
katan prospek sumberdaya hidrokarbon
dilakukan untuk mengetahui skala
prioritas mengenai sumur mana yang akan
ditindaklanjuti dalam tahap ekplorasi
lanjutan. Pemeringkatan dilakukan
dengan mempertimbangkan validitas data
dan nilai OOIP-nya.
HASIL DAN PEMBAHASAN
Penentuan Top dan Bottom Formasi Baturaja
Determinasi awal suatu lapisan termasuk
sand atau shale adalah dengan analisis kurva
gamma ray (GR) pada wirelinelogs secara
quick look denganb berpedoman pada nilai cut-
off. Nilai cut off lazimnya ditentukan sebagai
nilai tengah antara nilai Vshale yang
menunjukkan lapisan clean sand, yaitu nilai
GR minimal dan defleksi kurva GR maksimal
ke kiri, dengan nilai Vshale yang menunjukkan
lapisan clean shale dengan nilai GR maksimal
dan defleksi kurva GR maksimal ke kanan.
Setiap blok pengeboran umumnya mempunyai
standar Vshale tersendiri yang digunakan
sebagai nilai cut-off, dan pada penelitian ini
digunakan nilai 35% Vshale atau senilai 61,45
API berdasarkan pertimbangan hasil kalibrasi
dengan menggunakan data mud log terhadap
analisis kualitatif kurva GR dan rekomendasi
dari pihak Lemigas. Dalam penentuan litologi
batugamping berdasarkan data kurva GR,
litologi batugamping Formasi Baturaja
diidentifikasi dari bentukan kurva yang blocky
dan mempunyai nilai GR yang minimal.
Hasil determinasi antara lapisan sand
dan shale berdasarkan kurva GR kemudian
dikalibrasi dengan kurva Spontaneous
Potential (SP) untuk membedakan antara
lapisan yang sarang dan kedap. Pada litologi
batugamping, kurva SP bergerak lamban,
cenderung datar, dan umumnya mengalami
defleksi negatif disebabkan keberadaan air
formasi yang mengandung senyawa garam
atau bersifat saline yang terbawa saat proses
pengendapannya. Alasan keberadaan lapisan
batugamping juga diperkuat dengan karakteris-
tik kurva resistivity yang tidak rata dan berba-
lik dengan signifikan dalam interval kedalam-
an yang sedikit. Kurva yang defleksinya
negatif menunjukkan fluida air asin dan kurva
4
yang defleksinya positif menunjukkan fluida
hidrokarbon.
Salah satu ciri lain lapisan batugamping
pada kurva wirelinelogs adalah mempunyai
nilai densitas matriks (ρma) yang besar, yang
ditunjukkan dengan defleksi kurva RHOB ke
kanan. Rider (1996) menyebutkan bahwa
batugamping mempunyai nilai sekitar
ρma=2.71 gr/cm3, sedangkan yang sudah
menjadi dolomit mempunyai nilai sekitar
ρma=2.85 gr/cm3. Selain itu, lapisan batu-
gamping juga umumnya mempunyai nilai
NPHI yang tinggi karena di dalamnya terdapat
banyak atom H (hidrogen).
Dari keempat sumur, Formasi Baturaja
ditengarai mempunyai nilai GR rata-rata <40
API, nilai RHOB ρma=2.69, kurva SP yang
relatif datar dan bernilai kecil, nilai NPHI yang
kecil bahkan mendekati 0, dan kurva
resistivitas yang sangat bervariasi. Hasil
interpretasi kurva wireline logs secara quick
look kemudian divalidasi dengan data mud log
dan side wall cores dan hasilnya ditampilkan
pada Gambar 3a hingga 3d.
Dari hasil interpretasi tersebut dapat
diketahui bahwa litologi batugamping Formasi
Baturaja diperkirakan tidak menerus di semua
sumur penelitian tetapi menipis di bagian timur
daerah penelitian. Hal ini dapat diakibatkan
oleh perubahan fasies pembentukan batuan
karbonat karena pengaruh muka air laut atau
terendapkannya litologi lain yang seumur atau
ekuivalen dengan batugamping Formasi
Baturaja sehingga batugamping Formasi
Baturaja tidak terbentuk pada interval waktu
tersebut.
Korelasi Stratigrafi
Pada korelasi stratigrafi datum yang
digunakan adalah bidang atas litologi
batugamping Formasi Baturaja. Hal ini dengan
asumsi bahwa pertumbuhan batugamping
dipengaruhi oleh muka air laut pada saat
terjadinya pembentukan Formasi Baturaja.
Bidang atas (top) batugamping Formasi
Baturaja dipilih karena menurut Amboro
(2013) dapat dianggap sebagai flooding
surface yang mneyebabkan pertumbuhan
karbonat terhenti (give up).
Hasil korelasi pada Gambar 4 menun-
jukkan bahwa lapisan Formasi Baturaja yang
paling tebal ditemukan pada Sumur Nusa-1,
menipis ke arah Sumur Nusa-3, dan menebal
kembali di Sumur Nusa-4. Artinya, Formasi
Baturaja paling tebal ditemukan di bagian
barat dan paling tipis ditemukan di bagian
timur daerah penelitian. Hal ini sesuai dengan
hipotesis penelitian ini, yaitu menurut teori
yang dikemukakan oleh Ginger dan Fielding
(2005) bahwa Formasi Baturaja terendapkan
pada lingkungan laut dangkal dengan arah
pengendapan berupa timurlaut-baratdaya,
sehingga diperkirakan Formasi Baturaja di
Lapangan Nusa semakin kearah baratdaya
akan semakin menebal.
Pemetaan Bawah Permukaan
Tahap utama pemetaan bawah
permukaan meliputi picking horizon dan
picking fault terhadap 38 penampang line
seismik 2D daerah penelitianyang berarah
baratlaut-tenggara dan timurlaut-baratdaya
(Gambar 5). Hasil pemetaan menunjukkan
terdapat stuktur sesar reverse yang mempunyai
trend cenderung baratlaut-tenggara sebagai-
mana pada Gambar 6. Beberapa sesar normal
tersebut juga membentuk half graben,
sebagaimana ditunjukkan pada Gambar 7.
Apabila dikaitkan dengan geologi
regional pembentukan Cekungan Sumatera
Selatan, maka diperkirakan bahwa struktur
sesar normal terbentuk pada megasikuen syn-
rift. Menurut Ginger dan Fielding (2005),
terhitung sejak awal Miosen, Sumatera Selatan
terputar kira-kira sebesar 15o searah jarum jam
yang hingga saat ini memiliki graben dengan
arah timurlaut-baratdaya (Hall, 1995; dalam
Ginger dan Fielding, 2005). Sedangkan sesar
reverse yang ada diperkirakan terbentuk pada
fase kompresional sebagai fase akhir pemben-
tukan Cekungan Sumatera Selatan.
Hasil akhir dari pemetaan bawah
permukaan adalah peta struktur kedalaman
(depth structure map) dan peta isopach. Peta
struktur kedalaman sebagaimana terlihat pada
5
Gambar 8. Dari peta struktur kedalaman
diketahui bahwa bagian baratdaya hingga
tenggara dari Lapangan Penelitian merupakan
daerah rendahan dengan kedalaman antara
9600-7000 feet, sedangkan daerah tinggian
terletak di sisi timurlaut dan baratdaya dengan
kedalaman antara 2600-4500 feet. Namun
dikarenakan peta yang terbentuk merupakan
hasil interpolasi dari data seismik yang
terdapat di lokasi penelitian, maka hanya area
yang dilewati line seismik saja yang dapat
dianggap sebagai hasil pemetaan yang valid.
Meskipun demikian, peta struktur kedalaman
ini dapat bermanfaat untuk analisis petroleum
system, semisal lokasi kitchen, keberadaan
perangkap, dan jalur migrasi.Peta ketebalan
formasi atau isopach map adalah peta yang
menunjukkan persebaran ketebalan lapisan
Formasi Baturaja secara keseluruhan sebagai-
mana pada Gambar 4.9.
Hasil pemetaan menunjukkan bahwa
ketebalan Formasi Baturaja tidak merata di
semua daerah penelitian. Variasi ketebalan
sebagian besar terdapat pada bagian tengah
lapangan penelitian yang apabila dilihat dari
peta struktur kedalaman merupakan daerah
rendahan.
Perhitungan Sumberdaya Hidrokarbon
Perhitungan volume pada penelitian ini
dilakukan terhadap lead dan prospect yang
ditemukan di lapangan penelitian.
Leadmenurut Lemigas (2003) adalah daerah
tutupan (closure) yang dilalui minimal satu
line seismik, sedangkan prospect daerah
tutupan (closure) yang dilalui minimal dua line
seismik. Lead dan prospect yang diidentifikasi
pada top Formasi Baturaja ditampilkan pada
Gambar 4.10.
Perhitungan prospeksi sumberdaya
hidrokarbon di Lapangan Nusa untuk
mengetahui OOIP menggunakan Persamaan 1
menurut Jahn (2003) di bawah ini:
… (1)
Berdasarkan rumus tersebut diketahui
bahwa terdapat parameter-parameter yang
perlu diketahui, yaitu bulk reservoir
volume(BRV), faktor volume formasi, net to
gross, porositas efektif, dan saturasi air.Bulk
volume reservoir didapat dari pengukuran
volume closure pada peta struktur kedalaman
top Formasi Baturaja dan faktor volume
formasi menggunakan konstanta 1,1,
sedangkan untuk net to gross, porositas efektif,
dan saturasi air didapatkan dari simulasi
Montecarlo. Hasil akhir dari pengolahan
masing-masing parameter dan perhitungan
masing-masing lead dan prospect ditampilkan
pada Tabel 1.
KESIMPULAN
1. Formasi Baturaja di Lapangan Nusa
terdiri dari litologi batugamping dengan
sisipan batupasir dan serpih.
2. Pada Formasi Baturaja di Lapangan Nusa
terdapat sesar normal dengan trend
timurlaut-baratdaya dan beberapa sesar
reverse yang mempunyai trend cenderung
baratlaut-tenggara yang merupakan
produk inversi, dengan closure yang
berpotensi sebagai reservoir sebanyak 2
lead dan 4 prospect..
3. Hasil perhitungan terhadap masing-
masing closure menunjukkan bahwa
Formasi Baturaja di Lapangan Nusa dapat
menyimpan prospeksi sumberdaya
hidrokarbon sebanyak 6.845.084 barel
(6,845 MMSTB), dengan peringkat
prospek sebagai berikut:
a. Prospect 2 dengan prospeksi
3.609.031,150 barel.
b. Prospect 4 dengan prospeksi
1.772.126,63 barel.
c. Prospect 3 dengan prospeksi
892.874,673 barel.
d. Prospect 1 dengan prospeksi
54.959,976 barel.
e. Lead 1 dengan dengan prospeksi
359.074,37 barel.
f. Lead 2 dengan dengan prospeksi
157.018,2 barel.
( )( )( )( )( )
6
UCAPAN TERIMA KASIH
Penulis mengucapkan terimakasih
kepada PPPTMGB Lemigas atas ijin yang
diberikan untuk melakukan penelitian dan
penyediaan data yang dibutuhkan. Kepada
Bapak Ir. Sriwijaya, M.T., pembimbing kantor,
serta Bapak Ir. Hadi Nugroho, Dipl.EGS.,
M.T. dan Bapak Fahrudin, S.T., M.T. selaku
pembimbing di kampus, atas arahan selama
penulisan karya ilmiah ini, serta semua pihak
yang membantu dan memberikan dukungan
kepada penulis hingga dapat menyelesaikan
karya ilmiah ini.
DAFTAR PUSTAKA
Amboro, Budi Malaysetia, 2013. Pemodelan
3D Reservoir Karbonat pada Formasi
Baturaja Berdasarkan Data Sumur dan
Seismik pada Lapangan “CHICO”, Cekungan
Sumatera Selatan. Skripsi Sarjana, Semarang:
Universitas Diponegoro (tidak dipublikasikan).
Bishop, Michele G., 2001. South Sumatra
Basin Province, Indonesia: The Lahat/Talang
Akar-Cenozoic Total Petroleum System. Open-
File Report of USGS, Colorado: U.S.
Geological Survey.
Ginger, David dan Fielding, Kevin, 2005. The
Petroleum Systems and Future Potential of
The South Sumatra Basin: Proceedings
Indonesian Petroleum Association, 30th Annual
Convention & Exhibition, Jakarta. hal. 67-89.
Jahn, F., Cook, M., dan Graham, M., 2003.
Hydrocarbon and Exploration, Amsterdam:
Elsevier.
Koesoemadinata, R.P., 1980. Geologi Minyak
dan Gas Bumi, Jilid 1 ed. 5, Bandung: Institut
Teknologi Bandung.
Lemigas, 1984. Internal Report of Oil and Gas
Field “Nusa”, Jakarta: PPPTMGB Lemigas
(tidak dipublikasikan).
Lemigas, 2003. Kamus Minyak dan Gas Bumi,
ed. 5, Jakarta: PPPTMGB Lemigas
Pratiwi, Ragil, 2013. Pengaruh Struktur dan
Tektonik dalam Prediksi Potensi Coalbed
Methane Seam Pangadang-A, di Lapangan
“Dipa”, Cekungan Sumatera Selatan,
Kabupaten Musi Banyuasin, Provinsi
Sumatera Selatan. Skripsi Sarjana, Semarang:
Universitas Diponegoro (tidak dipublikasikan).
Rider, Malcolm, 1996. The Geological
Interpretation of Well Logs, ed. 5, Caithness,
Skotlandia: Whittles.
Widodo, Robet, 2012. Integrating Wells and
3D Seismic Data to Delineate the Sandstone
Reservoir Distribution of the Talang Akar
Formation, South Sumatra Basin, Indonesia.
Search and Discovery Article #50748, San
Diego: San Diego State University.
7
Gambar 1. Lokasi penelitian yang terletak di Lapangan “Nusa”, Subcekungan Palembang
Selatan, Cekungan Sumatera Selatan (Lemigas, 1984)
Gambar 2.3 Skema kronostratigrafi Cekungan Sumatera Selatan (Ginger dan Fielding,
2005)
8
Gambar 3a Hasil interpretasi litologi dan deskripsi data side wall core Sumur Nusa-1
Gambar 3b Hasil interpretasi litologi dan deskripsi data side wall core Sumur Nusa-2
= Limestone
= Shale
= Limestone
= Shale
= Sand
Legenda:
Legenda:
a.
b.
9
= Shale
= Sand
= Limestone
Legenda:
c.
d.
Gambar 3d Hasil interpretasi litologi dan deskripsi data side wall core Sumur Nusa-4
Gambar 3c Hasil interpretasi litologi dan deskripsi data side wall core Sumur Nusa-3
= Limestone
= Shale
Legenda:
= Sand
11
Gambar 5 Line seismik 2D yang digunakan dalam penelitian
Gambar 6Salah satu reverse fault yang terdapat di Lapangan Nusa
N
12
Gambar 7Normal fault yang membentuk half graben di Lapangan Nusa
Gambar 8 Peta struktur kedalaman top Formasi Baturaja Lapangan Nusa
13
Gambar 9 Isopach map Formasi Baturaja Lapangan Nusa
Gambar 10 Peta lead dan prospectdi Formasi Baturaja Lapangan Nusa
14
Tabel 1 Hasil perhitungan sumberdaya hidrokarbon di Lapangan Nusa
Zona
Bulk Volume
(acre-feet) ф Swi N/G Boi OOIP (Barel)
Lead 1 2929,57 16,9% 42,87% 0,18 1,1 359.074,37
Lead 2 1281,06 16,9% 42,87% 0,18 1,1 157.018,2
Prospect 1 1174,99 13,1% 42,69% 0,09 1,1 54.959,98
Prospect 2 20998,9 12,5% 48,48% 0,38 1,1 3.609.031,15
Prospect 3 2044,1 24,2% 45,89% 0,47 1,1 892.874,67
Prospect 4 14458,2 16,9% 42,87% 0,18 1,1 1.772.126,63
Total 6.845.084
Top Related