abstrak - repository.lppm.unila.ac.idrepository.lppm.unila.ac.id/7864/1/jurnal ordas dewanto...

Jurnal Geofisika Eksplorasi, April 2018 ISSN: 2356-1599

Hal. 1

ANALISIS RESERVOAR MIGAS BERDASARKAN PARAMETER PETROFISIKADARI 7 SUMUR DI CEKUNGAN SUMATERA SELATAN

Fernando Siallagan*,a), Ordas Dewanto*,b), Bagus Sapto Mulyatno*)

*) Jl. Prof. Dr. Sumantri Brojonegoro No.1 Bandar Lampung 35145Jurusan Teknik Geofisika, FT UNILA

a)[email protected], b)[email protected]

ABSTRAK

Pada suatu pemboran eksplorasi, tahapan yang sangat penting adalah menganalisa kejenuhan fluidapada reservoar. Sistem fluida yang ada pada suatu reservoir biasanya multi fasa (air dan hidrokarbon).Saturasi hidrokarbon (minyak atau gas bumi) dapat diketahui dengan terlebih dahulu menghitungsaturasi airnya, dengan demikian penentuan nilai saturasi air (Sw = water saturation) menjadi kunciuntuk mengetahui suatu interval reservoir apakah dominan mengandung air atau hidrokarbon.Perkembangan teknologi eksplorasi khususnya teknologi logging serta kondisi reservoir yang beragammempengaruhi konsep penentuan saturasi air dari waktu ke waktu. Penelitian ini berusahamengkompilasi jenis-jenis metode penentuan saturasi air pada 7 data sumur “ARA”. Menentukanproperti petrofisika sebagai langkah melakukan karakterisasi data sumur yakni menentukan volumeshale menggunakan metode gamma ray indeks, menentukan resistivitas air menggunakan metodepicket plot, menentukan porositas menggunakan korelasi log density & neutron, dan untukmenentukan saturasi air menggunakan metode archie dan simandoux. Berdasarkan analisis 7 datasumur “ARA” memiliki fluida berupa gas, minyak dan air. Nilai porositas rata-rata pada sumur“ARA” adalah 16.2% dan nilai rata-rata saturasi air sebesar 21.8%.

ABSTRACT

In an exploratory drilling, it is a very important step to analyze the saturation of the fluid in thereservoir. The fluid system present in a reservoir is usually multi-phase (water and hydrocarbon). Thehydrocarbon saturation (oil or gas) can be determined by calculating the water saturation, therebydetermining the value water saturation (Sw = water saturation) being the key to know a reservoirinterval whether the dominant contains water or hydrocarbons. The development of explorationtechnology, especially logging technology and various reservoir conditions affect the concept of watersaturation determination over time. This study attempted to compile the types of water saturationdetermination methods in 7 wells data "ARA". Determine the petrophysical property as a step tocharacterize the well data is determine shale volume using the gamma ray index method, determinewater resistivity using pickett plot method, determine porosity using density and neutron logcorrelation, and to determine water saturation using archie and simandoux methods. Based on analysis7 wells data "ARA" has a fluid of gas, oil and water. The average porosity value of "ARA" is 16.2%and the average water saturation is 21.8%.

Keywords : Logging, Hydrocarbon, Porosity, Water Saturation


Hal. 2

1. PENDAHULUAN

Kegiatan eksplorasi sangat diperlukanuntuk memprediksi kondisi bawahpermukaan, sehingga dapat mengurangiresiko kegagalan dalam melakukaneksploitasi hidrokarbon. Secara umumkegiatan eksplorasi dapat menghasilkandata seismik, data log sumur, dan datageologi. Data seismik mampu memberikaninformasi spasial yang luas, tetapi tidakmampu memberikan resolusi yang baiksecara vertikal. Sebaliknya data log sumurmampu memberikan resolusi yang baiksecara vertikal.

Data log sumur sangat berperanpenting dalam perkembangan eksplorasihidrokarbon. Hasil data log sumur adalahgambaran bawah permukaan yang lebihdetail berupa kurva-kurva nilai parameterfisika secara kontinu. Metode loggingdapat memberitahukan gambaran yanglengkap dari lingkungan bawah permukaantanah, tepatnya dapat mengetahui danmenilai batuan-batuan yang mengelilingilubang bor tersebut. Metode ini juga dapatmemberikan keterangan kedalaman lapisanyang mengandung hidrokarbon sertasejauh mana penyebarannya.

Menentukan nilai saturasi air perludilakukan penelitian secara bertahap.Dimulai dari penentuan jenis formasi,apakah berupa shaly-sand formation atauberupa clean sand formation. Jika yangdijumpai berupa clean sand formationmaka penentuan metode saturasi air akanmenjadi lebih mudah karena pada formasijenis ini tidak terdapat kandungan shaleyang dapat menganggu nilai perhitungan.Apabila reservoar yang kita teliti memilikikandungan shale atau bahkan terdiri daribatuan karbonat, maka penelitian masihharus berlanjut hingga dapat diketahuibagaimana dampak dari kehadiran shaleataupun rongga-rongga yang terbentukpada batuan karbonat terhadap nilaisaturasi air yang akan dicari. Padareservoar yang mengandung shale, perludilakukan berbagai penelitian lanjutanseperti menentukan volume shale yang ada

pada suatu reservoar. Setelah itu barulahkita bias mengetahui metode watersaturation manakah yang akan cocok padareservoar yang akan kita teliti.

2. TINJAUAN PUSTAKA

2.1. Geologi RegionalCekungan Sumatera Selatan (South

Sumatera Basin) dibatasi oleh PaparanSunda di sebelah timurlaut, daerahTinggian Lampung (Lampung High) disebelah tenggara, Pegunungan BukitBarisan di sebelah baratdaya sertaPegunungan Dua Belas dan PegununganTiga Puluh (Tiga Puluh High) di sebelahbaratlaut. Evolusi cekungan ini diawalisejak Mesozoik (Pulunggono, 1992) danmerupakan cekungan busur belakang (backarc basin). Tektonik cekungan Sumateradipengaruhi oleh pergerakan konvergenantara Lempeng Hindia-Australia denganLempeng Paparan Sunda (Heidrick, 1993).

Di dalam daerah Cekungan SumateraSelatan terdapat daerah peninggian batuandasar para tersier dan berbagai depresi.Perbedaan relief dalam batuan dasar inidiperkirakan karena pematahan dasardalam bongkah-bongkah. Hal ini sangatditentukan oleh adanya Depresi Lematangdi Cekungan Palembang, yang jelasdibatasi oleh jalur patahan dari Pendopo-Antiklinorium dan Patahan Lahat disebelah baratlaut dari Paparan Kikim.

Cekungan Sumatera Selatan danCekungan Sumatera Tengah merupakansatu cekungan besar yang dipisahkan olehPegunungan Tigapuluh. Cekungan initerbentuk akibat adanya pergerakan ulangsesar bongkah pada batuan pra-tersier sertadiikuti oleh kegiatan vulkanik sepertitertera pada Gambar 1.

2.2. FisiologiSejarah pembentukan cekungan

Sumatera Selatan memiliki beberapakesamaan dengan sejarah pembentukancekungan Sumatera Tengah. Batas antarakedua cekungan tersebut merupakankawasan yang membujur dari timurlaut-


Hal. 3

baratdaya melalui bagian utaraPegunungan Tigapuluh. Cekungan-cekungan tersebut mempunyai bentukasimetrik dan di sebelah baratdaya dibatasioleh sesar-sesar dan singkapan-singkapanbatuan Pra-Tersier yang terangkatsepanjang kawasan kaki pegununganBarisan. Di sebelah timur laut dibatasi olehformasi-formasi sedimen dari paparanSunda. Pada bagian selatan dan timut,cekungan tersebut dibatasi oleh tinggianPegunungan Tigapuluh. Kedua daerahtinggian tersebut tertutup oleh laut dangkalsaat Miosen awal sampai Miosen tengah.Cekungan-cekungan tersier tersebut jugaterhampar ke arah barat dan kadangdihubungkan oleh jalur-jalur laut denganSamudera Hindia. Berdasarkan unsurtektonik, maka fisiografi regionalcekungan Sumatera Selatan mempunyaidaerah tinggian dan depresi, yaitu:1. Tinggian Meraksa, yang terdiri dari

Kuang, Tinggian Palembang, TinggianTamiang, Tinggian Palembang bagianutara dan Tinggian Sembilang.

2. Depresi Lematang (MuaraenimDalam)

3. Antiklinorium Pendopo Limau danAntiklinorium Palembang bagianutara.

Ketiga fisiografi di atas membagicekungan Sumatera Selatan menjadi tigabagian, yaitu Sub-cekungan Palembangbagian selatan, Sub-cekungan Palembangbagian tengah dan Sub-cekungan Jambi.

2.3. StatigrafiPada dasarnya stratigrafi Cekungan

Sumatera Selatan terdiri dari satu siklusbesar sedimentasi yang dimulai dari fasetransgresi pada awal siklus dan fase regresipada akhir siklusnya. Awalnya siklus inidimulai dengan siklus non-marine, yaituproses diendapkannya Formasi Lahat padaoligosen awal dan setelah itu diikuti olehFormasi Talang Akar yang diendapkandiatasnya secara tidak selaras. Fasetransgresi ini terus berlangsung hinggamiosen awal, dan berkembang formasiBaturaja yang terdiri dari batuan karbonat

yang diendapkan pada lingkungan backreef, fore reef dan intertidal. Sedangkanuntuk fase transgresi maksimumdiendapkan Formasi Gumai bagian bawahyang terdiri dari shale laut dalam secaraselaras diatas Formasi Baturaja. Faseregresi terjadi pada saat diendapkannyaFormasi Gumai bagian atas dan diikutioleh pengendapan Formasi Air Benakatsecara selaras yang didominasi olehlitologi batupasir pada lingkungan pantaidan delta. Pada pliosen awal, laut menjadisemakin dangkal karena terdapat datarandelta dan non-marine yang terdiri dariperselingan batupasir dan claystone dengansisipan berupa batubara. Pada saat pliosenawal ini menjadi waktu pembentukan dariformasi Muara Enim yang berlangsungsampai pliosen akhir yang terdapatpengendapan batuan konglomerat, batuapung dan lapisan batupasir tuffa.

Stratigrafi Cekungan Sumatera Selatandiawali dengan siklus pengendapan darat,kemudian berangsur menjadi pengendapanlaut, dan kembali kepada pengendapandarat. Urut-urutan stratigrafi dari tua kemuda (Koesoemadinata, 1980) seperti padaGambar 2.

2.3.1. Batuan DasarBatuan dasar (pra tersier) terdiri dari

batuan kompleks Paleozoikum dan batuanMesozoikum, batuan metamorf, batuanbeku, dan batuan karbonat. Batuan dasaryang paling tua, terdeformasi paling lemah,dianggap bagian dari Lempeng-mikroMalaka, mendasari bagian utara dan timurcekungan. Lebih ke selatan lagi terdapatLempeng-mikro Mergui yang terdeformasikuat, kemungkinan merupakan fragmenkontinental yang lebih lemah. Lempeng-mikro Malaka dan Mergui dipisahkan olehfragmen terdeformasi dari material yangberasal dari selatan dan bertumbukan.Bebatuan granit, vulkanik, dan metamorfyang terdeformasi kuat (berumur KapurAkhir) mendasari bagian lainnya daricekungan Sumatera Selatan. Morfologibatuan dasar ini dianggap mempengaruhimorfologi rift pada Eosen-Oligosen, lokasi


Hal. 4

dan luasnya gejala inversi/pensesaranmendatar pada Plio-Pleistosen, karbondioksida lokal yang tinggi yangmengandung hidrokarbon gas, sertarekahan-rekahan yang terbentuk di batuandasar (Ginger, 2005).

2.3.2. Formasi LahatFormasi Lahat diperkirakan berumur

oligosen awal (Sardjito dkk, 1991).Formasi ini merupakan batuan sedimenpertama yang diendapkan pada CekunganSumatera Selatan. Pembentukannya hanyaterdapat pada bagian terdalam daricekungan dan diendapkan secara tidakselaras. Pengendapannya terdapat dalamlingkungan darat/aluvial-fluvial sampaidengan lacustrine. Fasies batupasirterdapat di bagian bawah, terdiri daribatupasir kasar, kerikilan, dankonglomerat. Sedangkan fasies shaleterletak di bagian atas (Benakat Shale)terdiri dari batu serpih sisipan batupasirhalus, lanau, dan tufa. Sehingga shale yangberasal dari lingkungan lacustrine inimerupakan dapat menjadi batuan induk.Pada bagian tepi graben ketebalannyasangat tipis dan bahkan tidak ada,sedangkan pada bagian tinggian intra-graben sub cekungan selatan dan tengahPalembang ketebalannya mencapai 1000 m(Ginger, 2005).

2.3.3. Formasi Talang AkarFormasi Talang Akar diperkirakan

berumur oligosen akhir sampai miosenawal. Formasi ini terbentuk secara tidakselaras dan kemungkinan paraconformabledi atas Formasi Lahat dan selaras di bawahFormasi Gumai atau anggota BasalTelisa/formasi Baturaja. Formasi TalangAkar pada cekungan Sumatera Selatanterdiri dari batulanau, batupasir dan sisipanbatubara yangdiendapkan pada lingkunganlaut dangkal hingga transisi. Bagian bawahformasi ini terdiri dari batupasir kasar,serpih dan sisipan batubara. Sedangkan dibagian atasnya berupa perselingan antarabatupasir dan serpih. Ketebalan FormasiTalang Akar berkisar antara 460-610 m di

dalam beberapa area cekungan. Variasilingkungan pengendapan formasi inimerupakan fluvial-deltaic yang berupabraidded stream dan point bar disepanjang paparan (shelf) berangsurberubah menjadi lingkungan pengendapandelta front, marginal marine, dan prodeltayang mengindikasikan perubahanlingkungan pengendapan ke arah cekungan(basinward). Sumber sedimen batupasirTalang Akar Bawah ini berasal dari duatinggian pada kala oligosen akhir, yaitu disebelah timur (Wilayah Sunda) dan sebelahbarat (deretan Pegunungan Barisan dandaerah tinggian dekat Bukit Barisan).

2.3.4. Formasi BaturajaFormasi Baturaja diendapkan secara

selaras di atas formasi Talang Akar padakala miosen awal. Formasi ini tersebar luasterdiri dari karbonat platforms denganketebalan 20-75 m dan tambahan berupakarbonat build-up dan reef denganketebalan 60-120 m. Didalam batuankarbonatnya terdapat shale dan calcareousshale yang diendapkan pada laut dalamdan berkembang di daerah platform dantinggian (Bishop, 2001).

2.4.5. Formasi GumaiFormasi Gumai diendapkan secara

selaras di atas formasi Baturaja pada kalaoligosen sampai dengan tengah miosen.Formasi ini tersusun oleh fosilliferousmarine shale dan lapisan batugampingyang mengandung glauconitic (Bishop,2001). Bagian bawah formasi ini terdiridari serpih yang mengandung calcareousshale dengan sisipan batugamping, napaldan batulanau. Sedangkan di bagianatasnya berupa perselingan antarabatupasir dan shale. Ketebalan formasiGumai ini diperkirakan 2700 m di tengah-tengah cekungan. Sedangkan pada batascekungan dan pada saat melewati tinggianketebalannya cenderung tipis.

2.3.6. Formasi Air BenakatFormasi Air Benakat diendapkan

selama fase regresi dan akhir dari


Hal. 5

pengendapan formasi Gumai pada kalatengah miosen (Bishop, 2001).Pengendapan pada fase regresi ini terjadipada lingkungan neritik hingga shallowmarine, yang berubah menjadi lingkungandelta plain dan coastal swamp pada akhirdari siklus regresi pertama. Formasi initerdiri dari batulempung putih kelabudengan sisipan batupasir halus, batupasirabu-abu hitam kebiruan, glaukonitansetempat mengandung lignit dan di bagianatas mengandung tufaan sedangkan bagiantengah kaya akan fosil foraminifera.Ketebalan formasi ini diperkirakan antara1000-1500 m.

2.3.7. Formasi Muara EnimFormasi ini diendapkan pada kala

akhir miosen sampai pliosen danmerupakan siklus regresi kedua sebagaipengendapan laut dangkal sampaicontinental sands, delta dan batu lempung.Siklus regresi kedua dapat dibedakan daripengendapan siklus pertama (formasi AirBenakat) dengan ketidakhadirannyabatupasir glaukonit dan akumulasi lapisanbatubara yang tebal. Pengendapan awalterjadi di sepanjang lingkungan rawa-rawadataran pantai, sebagian di bagian selatancekungan Sumatra Selatan, menghasilkandeposit batubara yang luas. Pengendapanberlanjut pada lingkungan delta plaindengan perkembangan secara lokal sekuenserpih dan batupasir yang tebal. Siklusregresi kedua terjadi selama kala Miosenakhir dan diakhiri dengan tanda-tanda awaltektonik Plio-Pleistosen yangmenghasilkan penutupan cekungan danonset pengendapan lingkungan non marineBatupasir pada formasi ini dapatmengandung glaukonit dan debrisvolkanik. Pada formasi ini terdapat oksidabesi berupa konkresi-konkresi dan silisifiedwood. Sedangkan batubara yang terdapatpada formasi ini umumnya berupa lignit.Ketebalan formasi ini tipis pada bagianutara dan maksimum berada di sebelahselatan dengan ketebalan 750 m (Bishop,2001).

2.3.8. Formasi KasaiFormasi ini diendapkan pada kala

pliosen sampai dengan pleistosen.Pengendapannya merupakan hasil darierosi dari pengangkatan Bukit Barisan danpegunungan Tigapuluh, serta akibat adanyapengangkatan pelipatan yang terjadi dicekungan. Pengendapan dimulai setelahtanda-tanda awal dari pengangkatanterakhir Pegunungan Barisan yang dimulaipada miosen akhir. Kontak formasi inidengan formasi Muara Enim ditandaidengan kemunculan pertama dari batupasirtufaan. Karakteristik utama dari endapansiklus regresi ketiga ini adalah adanyakenampakan produk volkanik. FormasiKasai tersusun oleh batupasir kontinentaldan lempung serta material piroklastik.

3. TEORI DASAR

3.1. Well LoggingLog adalah suatu grafik kedalaman

(bisa juga waktu), dari satu set data yangmenunjukkan parameter yang diukursecara berkesinambungan di dalam sebuahsumur (Harsono, 1997). Kegiatan untukmendapatkan data log disebut ‘logging’.Logging memberikan data yang diperlukanuntuk mengevaluasi secara kuantitatifbanyaknya hidrokarbon di lapisan padasituasi dan kondisi sesungguhnya. Kurvalog memberikan informasi yangdibutuhkan untuk mengetahui sifat–sifatbatuan dan cairan.

Tujuan dari well logging adalah untukmendapatkan informasi litologi,pengukuran porositas, pengukuranresistivitas, dan kejenuhan hidrokarbon.Sedangkan tujuan utama dari penggunaanlog ini adalah untuk menentukan zona, danmemperkirakan kuantitas minyak dan gasbumi dalam suatu reservoar (Harsono,1997). Dari hasil kurva-kurva yangmenunjukkan parameter tersebut dapatdiinterpretasikan jenis-jenis dan urutan-urutan litologi serta ada tidaknyakomposisi hidrokarbon pada suatu formasidi daerah penelitian. Dengan kata lainmetode well logging merupakan suatu


Hal. 6

metode yang dapat memberikan data yangdiperlukan untuk mengevaluasi secarakualitatif dan kuantitatif adanya komposisihidrokarbon. Ellis & Singer (2008)membagi metode yang digunakan untukmemperoleh data log menjadi dua macam,yaitu:

3.1.1. Wireline LoggingWireline logging sendiri merupakan

perekaman dengan menggunakan kabelsetelah pengeboran dilaksanakan dan pipapengeboran telah di angkat. Pelaksanaanwireline logging merupakan kegiatan yangdilakukan dari memasukkan alat yangdisebut sonde ke dalam lubang pemboransampai ke dasar lubang. Pencacatandilakukan dengan menarik sonde tersebutdari dasar lubang sampai ke kedalamanyang diinginkan dengan kecepatan yangtetap dan menerus. Kegiatan ini dilakukansegera setelah pekerjaan pengeboranselesai. Hasil pengukuran atau pencatatantersebut disajikan dalam kurva log vertikalyang sebandingdengan kedalamannyadengan menggunakan skala tertentu sesuaikeperluan pemakainya. Tampilan data hasilmetode tersebut adalah dalam bentuk logyaitu grafik kedalaman dari satu set kurvayang menunjukkan parameter yang diukursecara berkesinambungan di dalam sebuahsumur (Harsono,1997).

3.1.2. Logging While DrillingLogging while drilling (LWD)

merupakan suatu metode pengambilan datalog dimana logging dilakukan bersamaandengan pemboran. Hal ini dikarenakan alatlogging tersebut ditempatkan di dalam drillcollar. Pada LWD, pengukuran dilakukansecara real time oleh measurement whiledrilling (Harsono, 1997).

Alat LWD terdiri dari tiga bagian,yaitu: sensor logging bawah lubang bor,sebuah sistem transmisi data, dan sebuahpenghubung permukaan. Sensor loggingditempatkan di belakang drill bit, tepatnyapada drill collars (lengan yang berfungsimemperkuat drill string) dan aktif selamapemboran dilakukan (Bateman, 1985).

3.2. Perangkat-Perangkat Well LoggingMasing-masing alat logging memiliki

karakteristik pengukuran sifat formasiyang berbeda, ada yang mengukur sifatbatuan ada juga yang mengukur sifat fluidauntuk mendapatkan data yang siapdiinterpretasikan. Alat logging tertentusangat peka terhadap kehadiran gas,sedangkan alat lainnya peka terhadapkandungan fluida lubang bor. Namun darisemua itu, yang perlu diperhatikan adalahkenyataannya tidak satupun alat loggingyang mengukur porositas, saturasi,permeabilitas, atau jenis fluida secaralangsung. Alat logging juga tidak dapatmengidetifikasi warna batuan atau teksturbatuan. Namun, memberikan data yangdapat dikorelasikan dengan sifat-sifatdiatas (Hermansjah, 2008).

Log adalah suatu grafik kedalaman(dalam waktu) dari satu set yangmenunjukkan parameter fisik, yang diukursecara berkesinambungan dalam sebuahsumur (Harsono, 1997). Ada 4 tipe ataujenis log yang biasanya digunakan dalaminterpretasi, yaitu:1. Log listrik, terdiri dari log SP

(Spontaneous Potensial) dan logresistivitas.

2. Log radioaktif, terdiri dari log GR(Gamma Ray), log porositas (logdensitas dan log neutron).

3. Log akustik berupa log Sonic.4. Log Caliper.

3.2.1. Log ListrikLog listrik merupakan suatu jenis log

yang digunakan untuk mengukur sifatkelistrikan batuan, yaitu resistivitas atautahanan jenis batuan dan potensial diri daribatuan.

3.2.1.1. Log Spontaneous Potential (SP)Log SP adalah rekaman perbedaan

potensial listrik antara elektroda dipermukaan dengan elektroda yang terdapatdi lubang bor yang bergerak naik-turun.Supaya SP dapat berfungsi maka lubangharus diisi oleh lumpur konduktif.


Hal. 7

3.2.1.2. Log ResistivitasResistivitas atau tahanan jenis suatu

batuan adalah suatu kemampuan batuanuntuk menghambat jalannya arus listrikyang mengalir melalui batuan tersebut(Thomer, 1984). Nilai resistivitas rendahapabila batuan mudah untuk mengalirkanarus listrik, sedangkan nilai resistivitastinggi apabila batuan sulit untukmengalirkan arus listrik.

Log Resistivity digunakan untukmendeterminasi zona hidrokarbon danzona air, mengindikasikan zona permeabeldengan mendeteminasi porositasresistivitas, karena batuan dan matrik tidakkonduktif, maka kemampuan batuan untukmenghantarkan arus listrik tergantung padafluida dan pori.

3.2.2. Log RadioaktifLog radioaktif pada prinsipnya

menyelidiki intensitas radioaktif mineralyang mengandung radioaktif dalam suatulapisan batuan dengan menggunakan suaturadioaktif tertentu.

3.2.2.1. Log Gamma RayLog Gamma Ray adalah rekaman

radioaktivitas alamiah. Radioaktivitasalamiah yang ada di formasi timbul darielemen-elemen berikut yang ada dalambatuan (Harsono, 1997):

- Uranium (U)- Thorium (Th)- Potasium (K)

Ketiga elemen ini memancarkanGamma Rays secara terus menerus, yangmerupakan short bursts of high energyradiation (ledakan-ledakan radiasiberenergi tinggi). Elemen tersebut biasanyabanyak dijumpai pada shale/clay, maka logGR sangat berguna berguna untukmengetahui besar kecilnya kandunganshale dalam lapisan permeable. Denganmenarik garis GR yang mempunyai hargamaksimum dan minimum pada suatupenampang log maka kurva log GR yangjatuh diantara kedua garis tersebutmerupakan indikasi adanya lapisan shaly.

3.2.3. Log PorositasLog Porositas digunakan untuk

mengetahui karakteristik/ sifat dari litologiyang memiliki pori, denganmemanfaatkan sifat–sifat fisika batuanyang didapat dari sejumlah interaksi fisikadi dalam lubang bor. Hasil interaksidideteksi dan dikirim ke permukaanbarulah porositas dideskripsikan.

Ada tiga jenis pengukuran porositasyang umum digunakan di lapangan saat iniyaitu: Sonik, Densitas, dan Neutron.Nama-nama ini berhubungan denganbesaran fisika yang dipakai dimanapengukuran itu dibuat sehingga istilah-istilah “Porositas Sonik”, “PorositasDensitas”, dan “Porositas Neutron”.Penting untuk diketahui bahwa porositas-porositas ini biasanya tidak sama antarasatu dengan yang lain atau tidak bisamewakili porositas sebenarnya.

3.2.4. Log CaliperAlat caliper berfungsi untuk

mengukur ukuran dan bentuk lubang bor.Alat mekanik sederhana caliper mengukurprofil vertikal diameter lubang. Logkaliper digunakan sebagai kontributorinformasi untuk keadaan litologi. Selainitu, log ini juga digunakan sebagaiindikator zona yang memilikipermeabilitas dan porositas yang bagus(batuan reservoar) dengan terbentuknyakerak lumpur yang berasosiasi dengan loggamma ray, perhitungan tebal keraklumpur, pengukuran volume lubang bordan pengukuran volume semen yangdibutuhkan.

4. METODOLOGI PENELITIAN

4.1. Tempat dan Waktu PenelianPenelitian ini dilakukan di

Laboratorium Teknik GeofisikaUniversitas Lampung pada bulanNovember 2016-April 2017 dengan tema“Analisis Reservoar Migas BerdasarkanParamater Petrofisika Dari 7 Sumur diCekungan Sumatera Selatan”.


Hal. 8

4.2. Alat Dan BahanAlat dan bahan yang digunakam dalam

penelitian ini antara lainpeta geologi regional dan Peta Statigrafi,Data analisis lab antara lain data a (faktorturtoisitas, m (faktor sementasi) dann (saturasi eksponen), Data Log Sumur dansoftware yang digunakan adalahInteractive Petrophysic(IP).

4.3. Pengolahan DataPengolahan data tersebut meliputi

beberapa langkah:1. Identifikasi Zona Permeabel

Data log yang digunakan untukmengidentifikasi zona permeable danimpermeable adalah data log GR.Respon GR yang rendahmengindikasikan bahwa pada lapisantersebut merupakan lapisan yangpermeable, sedangkan respon GR yangtinggi mengindikasikan bahwa padalapisan tersebut merupakan lapisanyang impermeable.

2. Identifikasi Zona HidrokarbonUntuk lapisan yang terisi hidrokarbon,log resistivitas menunjukkan responyang tinggi, dan ada separasi positifantara log neutron dan densitas,sedangkan untuk lapisan yangmengandung air, log resistivitasmenunjukkan respon yang rendahserta antara log densitas dan neutronberhimpitan ataupun menunjukkanseparasinegatif.

3. Menghitung PorositasData log yang digunakan untukmenghitung porositas adalahperpaduan antara data log densitas danneutron. Nilai porositas dari logdensitas ( d) ditentukan denganmenggunakan Pers. 1, Sedangkanuntuk log neutron ( n) ditentukanmenggunakan Pers.2 dan dikoreksidengan Pers. 3 dan 4, berikut ini:

(1)

(2)

(3)

(4)

Nilai dsh didapatkan dari nilaiporositas dari densitas ( d) padalapisan lempung. Nilai nshdidapatkan dari log neutron padalapisan lempung, Volume shale (VSH)dicari dengan menggunakan Pers. 5.Nilai porositas efektif ( eff)didapatkan dengan persamaan :

Vsh = 0.083 [2(3.7 x IGR

) – 1.0] (5)

(6)

4. Menghitung Resistivitas AirNilai Rw didapatkan dengan mencarilapisan reservoar yang terisi penuhdengan air (Sw = 1). Kemudiandigunakan metode Picket plot dalamperhitungan atau denganmenggunakan persamaan 7 :

Rw = Rt (7)

Lapisan yang terisi penuh dengan airditandai dengan rendahnya respon logresistivitas.

5. Menghitung Saturasi AirNilai Rw dihitung denganmenggunakan Pers. 7, dan porositasefektif yang didapatkan dari Pers. 6,dan dengan menggunakan data analisislab berupa nilai a =0.621, m = 2.15dan n = 2. Dilihat dari nilai volumeserpihnya maka metode yangdigunakan adalah metode Archiedengan persamaan sebagai berikut:

(8)


Hal. 9

5. HASIL DAN PEMBAHASAN

5.1. Zonasi Reservoar dan KandunganLempungPada Gambar 3 Zona potensial pada

sumur Ara-01 berada pada 2 zona yaituzona Ara-01-A pada kedalaman 1593.037-1603.553 dan zona Ara-01-B padakedalaman 1633.271-1650.492, dimanamasing-masing zona terdapat perselinganlempung. Zona Ara-01-A berada padaformasi Talang Akar yang memiliki besarkandungan shale 4.7% dan zona Ara-01-Bberada pada formasi Talang Akar denganbesar kandungan shale 8%.

Pada Gambar 4 Zona Potensial padasumur Ara-02 berada pada 2 zona yaituzona Ara-02-A pada kedalaman 1769.974-1780.489 dan zona Ara-02-B padakedalaman 1804.204-1810.512, dimanamasing-masing zona terdapat perselinganlempung. Zona Ara-02-A berada padaformasi Talang Akar yang memiliki besarkandungan shale 5% dan zona Ara-02-Bberada pada formasi Talang Akar denganbesar kandungan shale 13.3%.

5.2. Porositas, Reasistivitas Air danSaturasi AirPada Gambar 5 dan Gambar 6

Perhitungan resistivitas air menggunakanmetode picket plot dan nilai tersebut tidakberbeda jauh dari pehitunganmenggunakan metode Rwa, dimana padaSumur Ara_01 nilai resistivitas air yangdidapatkan adalah 0.052 ohmm, SumurAra_02 nilai resistivitas air yangdidapatkan adalah 0.047 ohmm.

Untuk menentukan nilai saturasi airperlu dilakukan penelitian secara bertahap.Dimulai dari penentuan jenis formasi,apakah berupa shaly-sand formation atauberupa clean sand formation. Jika yangdijumpai berupa clean sand formationdilihat dari jumlah voume shale-nyadimana kurang dari 5% maka penentuanmetode saturasi air akan menjadi lebihmudah karena pada formasi jenis inidianggap tidak terdapat kandungan shale

yang dapat menganggu nilai perhitungan.Hal ini terjadi karena pasir yang berperansebagai penyusun utama clean sand zonetidak menyebabkan perubahan baikporositas, permeabilitas maupunresistivitas pada saat dilakukan pengukurandengan menggunakan logging padareservoar. Dengan kata lain, pasir yangmenjadi penyusun utama clean sand zoneakan menunjukkan kondisi yangsebenarnya jika dilakukan logging. Padaclean sand zone digunakan metode SwArchie, metode ini memiliki kelebihan jikadigunakan pada clean sand zone karenadapat dengan baik menghitung nilaisaturasi air pada reservoar yang tidakmemiliki kandungan shale.

Pada Gambar 7 Sumur Ara_01terdapat 2 zona potensial, zona potensialyang pertama adalah Zona Ara_01-Adengan nilai Vshale 1.1% maka yangdigunakan adalah Sw bersih (Sw Archie).Nilai saturasi air yang didapat adalahsebesar 32% dengan porositas efektifsebesar 16.1% yang merupakan porositasyang baik. Pada Zona Ara-01-B jugamenggunakan Sw Archie dikarenakan nilaiVshalenya sebesar 2%. Nilai saturasi airyang didapat adalah sebesar 29.9% denganporositas efektif sebesar 19.2% yangmerupakan porositas yang baik.Banyaknya hidrokarbon yang terdesak olehlumpur disekitar daerah flushed zonesehingga dapat dilihat besar hidrokarbonyang moveable pada kurva porositas.

Pada Gambar 8 Sumur Ara_02terdapat 2 zona potensial juga, dimanazona potensial yang pertama adalah ZonaAra_02-A dengan nilai Vshale 1.2%%maka yang digunakan adalah Sw bersih(Sw Archie). Nilai saturasi air yang didapatadalah sebesar 6.3% dengan porositasefektif sebesar 19.9%. pada Zona Ara-02-Bjuga menggunakan Sw Archie dikarenakannilai Vshale-nya sebesar 3.6%. Nilaisaturasi air yang didapat adalah sebesar14.9% dengan porositas efektif sebesar19.3% yang merupakan porositas yangbaik.


Hal. 10

5. KESIMPULAN

Kesimpulan yang dapat ditarik daripenelitian ini antara lain:1. Litologi daerah penelitian adalah batu

pasir.2. Model porositas densitas-neutron

sangat efektif dalam menentukan nilaiPorositas, begitu juga dengan modelsaturasi air Simandoux untukmenghitung saturasi air pada litologishaly sand dan model satuasi airArchie untuk menghitung saturasi airpada litologi clean sand.

3. Dari hasil perhitungan petrofisika,zona potensial pada setiap sumurmerupakan reservoar yang baik dilihatdari nilai porositas efektif sebesar 9%-21% dan saturasi air 6%-42%. Nilaiparameter petrofisika tersebut dapatdilihat dalam tabel hasil anlisiskuantitatif data log sumur.

4. Dengan melihat distribusi parameterpetrofisika, akan memudahkan dalammelakukan interpretasi hingga tahappemodelan.

DAFTAR PUSTAKA

Abdullah, A. 2007. Log Gamma Ray.http://ensiklopediseismik.blogspot.com/2007/02/gamma-ray-log.html(diakses tanggal 28 November 2016).

Asquith dan George, B. 1982. Basic WellLog Analysis for Geologist. AmericanAssociation of Petroleum Geologist.Tulsa. Oklahoma.

Bateman, R.M. 1985. Open-hole LogAnalysis & Formation Evaluation.International Human ResourcesDevelopment Corporation. Boston.

Bishop dan Michele, G. 2001. SouthSumatera Basin Province, Indonesia.USGS. Open-file report 99-50-S.

Darling, T. 2005. Well Logging andFormation Evaluation. Gulf Freeway.Texas.

Dewanto, O. 2016. Petrofisika Log.Universitas Lampung. Lampung.

Dwiyono I.F dan Winardi, S. 2014.Kompilasi Metode Water SaturatinDalam Evluasi Formasi. Yogyakarta.Teknik Geologi, Universitas GadjahMada.

Ellis, D. V dan Singer, J. M. 2008. WellLogging for Earth Scientist 2ndEdition. Springer. Netherlands.

Ginger, D dan Fielding, K. 2005, ThePetroleum and Future Potential of TheSouth Sumatra Basin. IndonesianPetroleum Assocoation.

Harsono, A. 1997. Evaluasi Formasi danAplikasi Log Edisi-8. Jakarta;Schlumberger Oil Field Services.

Heidrick, T.L dan Aulia, K. 1993. Astructural and Tectonic Model of TheCoastal Plain Block, Central SumateraBasin, Indonesia. IndonesianPetroleum Assosiation, Proceeding22th Annual Convention. Jakarta. Vol.1,p. 285-316.

Hermansjah. 2008. Analisis Log Sumur.Jakarta: PT. PERTAMINA Tbk.

Hilchie, D.W. 1982. Advanced Well LogInterpretation. Douglas W. HilchieInc.Colorado.

Rider, M. 1996. The GeologicalInterpretation of Well Logs 2ndEdition. Interprint Ltd. Malta.

Schlumberger. 1989. Log InterpretationPrinciples/Aplication. SchlumbergerEducational Services. Texas.


Hal. 11

Sudarno, Y. 2002. Interpretasi Data Log,Open Hole. PT. Elnusa Geosains.

Winardi, S. 2014. Quantitative LogAnalysis. Departmement OfGeological Eng Gajah MadaUniversity.

Zain, R. P. 2012. Analisa Petrofisika danMultiatribut Seismik UntukKarakterisasi Reservoar PadaLapangan Spinel Cekungan Cooper-Eromanga, Australia Selatan. Depok.MIPA, Universitas Indonesia.

LAMPIRAN

Gambar 1. Lokasi Cekungan SumateraSelatan (Heidrick, 1993).

Gambar 2. Stratigrafi Cekungan SumateraSelatan (Koesoemadinata, 1980).

Gambar 3. Zona Ara-01-A dan Ara-01-Bsebagai zona potensial sumr Ara-01.

Gambar 4. Zona Ara-02-A dan Ara-02-Bsebagai zona potensial sumr Ara-02.

Gambar 5. Nilai Resistivitas air padasumur Ara_01 menggunakan metodePicket plot.


Hal. 12

Gambar 6. Nilai Resistivitas air padasumur Ara_02 menggunakan metodePicket plot.

Gambar 7. Porositas dan Saturasi Air Pada Sumur Ara_01.


Hal. 13

Gambar 8. Porositas dan Saturasi Air Pada Sumur Ara_02.

abstrak - repository.lppm.unila.ac.idrepository.lppm.unila.ac.id/7864/1/jurnal ordas dewanto...

Documents