analisa batuan induk

Laboratorium Minyak Dan Gas Bumi

LAPORAN PRAKTIKUM

GEOLOGI MINYAK DAN GAS BUMI

Oleh :

BOGI PUSPITA PRIYA TRAPSILA

111.070.131

LABORATORIUM GEOLOGI MINYAK DAN GAS BUMI

JURUSAN TEKNIK GEOLOGI

FAKULTAS TEKNOLOGI MINERAL

UNIVERSITAS PEMBANGUNAN NASIONAL “VETERAN”

YOGYAKARTA

2009

Nama : Bogi Puspita Priya Trapsila

NIM : 111 070 131

Pulg : 1

ANALISA BATUAN INDUK


HALAMAN PENGESAHAN

LAPORAN PRAKTIKUM

ANALISA BATUAN INDUK

Oleh :

BOGI PUSPITA PRIYA TRAPSILA

111 070 131

Disusun sebagai salah satu syarat

Dalam mengikuti praktikum Geologi Minyak dan Gas Bumi

Jurusan Teknik Geologi, Fakultas Teknologi Mineral

Universitas Pembangunan Nasional “Veteran”

Yogyakarta

Yogyakarta, 4 Oktober 2009

Disetujui Penyusun

(Asisten Lab. GMB) Bogi Puspita Priya T.


NIM : 111 070 131

Pulg : 1


KATA PENGANTAR

Puji dan syukur kehadirat Tuhan Yang Maha Kuasa karena atas

penyertaan-Nyalah maka dapat terselesaikanlah pembuatan Laporan Praktikum

Geologi Minyak Dan Gas Bumi ini, sebagai tugas pelaksanaan praktikum yang

telah dilaksanakan.

Terima kasih juga dihaturkan kepada semua pihak yang telah membantu

dalam proses penyusunan laporan ini khususnya bagi para asisten pembimbing.

Disadari terdapat banyak kekurangan dalam laporan ini, maka dengan

rendah hati diharapkan kritik dan saran demi kesempurnaan laporan ini. Semoga

laporan ini bermanfaat bagi kita semua.

Yogyakarta, 4 oktober 2009

Praktikan


NIM : 111 070 131

Pulg : 1


DAFTAR ISI

HALAMAN JUDUL .........................................................................1

HALAMAN PENGESAHAN ....................................................................2

KATA PENGANTAR .......................................................................3

DAFTAR ISI ......................................................................4

BAB I PENDAHULUAN ......................................................................5

I.1 PENDAHULUAN ......................................................................5

I.2 MAKSUD DAN TUJUAN .............................................................5

I.3 DASAR TEORI ......................................................................6

BAB II PEMBAHASAN ......................................................................14

BAB III KESIMPULAN ......................................................................22

LAMPIRAN ......................................................................23


NIM : 111 070 131

Pulg : 1


BAB I

PENDAHULUAN

I.1 Pendahuluan

Tujuan utama analisa geokimia dalam eksplorasi hidrokarbon pada

dasarnya meliputi menentukan potensi batuan induk, menentukan tipe kerogen,

dan kematangan batuan induk.

Tujuan-tujuan ini dapat digunakan untuk memberikan gambaran dari arah

migrasi minyak bumi yang berguna untuk mengembangkan sumur pemboran dan

menentukan kelanjutan dari penyelidikan pemboran.

Pelaksanaan yang harus dilaksanakan untuk mencapai tujuan dapat

dilakukan melalui tiga tahapan dasar yaitu :

Analisa organik matter

Analisa tipe organic matter

Analisa kematangan batuan induk

I.2 Maksud dan Tujuan

I.2.1 Maksud

Agar para praktikan dapat mengerti akan cara-cara

menganalisa batuan induk secara rinci.

I.2.2 Tujuan

Untuk dapat menentukan potensi batuan induk..

Untuk dapat menentukan tipe kerogen.

Untuk dapat mengetahui kematangan batuan induk


NIM : 111 070 131

Pulg : 1


I.3 Dasar Teori

ANALISA JUMLAH ORGANIK DALAM BATUAN INDUK

Jumlah material organic yang terdapat di dalam batuan sedimen

dinyatakan sebagai Karbon Organik Total (TOC). Analisa ini cukup murah,

sedrhana dan cepat biasanya memerlukan satu gram batuan, tetapi jika sample

banyak material organic, jumlah yang lebih kecil dari satu gram cukup.

Analisa TOC biasanya dilakukan dengan suatu alat penganalisis

karbon, Leco Carbon Analyser.

ANALISA KEMATANGAN BATUAN INDUK

Tingkat kematangan minyak bumi

Para ahli berpendapat bahwa proses kematangan dikontrol oleh suhu

dan waktu. Pengaruh suhu yang tinggi dalam waktu yang singkat atau suhu yang

rendah dalam waktu yang lama akan menyebabkan terubahnya kerogen minyak

bumi. Mengenai jenis minyak bumi yang terbentuk tergantung pada tingkat

kematangan panas batuan induk, semakin tinggi tingkat kematangan panas batuan

induk maka akan terbentuk minyak bumi jenis berat, minyak bumi ringan,

kondensat dan pada akhirnya gas.

Dari pengaruh suhu dan kedalaman sumur, umur batuan juga berperan

dalam proses pembentukan minyak bumi. Umur suatu batuan erat hubungannya

dengan lamanya proses pemanasan berlangsung serta jumlah panas yang diterima

batuan induk, sehingga suatu batuan induk yang terletak pada kedalaman yang

dangkal, pada kondisi temperature yang rendah dapat mencapai suhu

pembentukan minyak bumi dalam skala waktu tertentu.

Dari hasil suatu reset, Bissada (1986) menyatakan bahwa temperature

pembentukan minyak bumi sangat bervariasi. Dijelaskan bahwa batuan yang

berusia lebih muda relative memerlukan temperature yang lebih tinggi dalam

pembentukan minyak bumi.


NIM : 111 070 131

Pulg : 1


5 tahapan zonasi pematangan minyak bumi menurut Bissada (1986) :

1. zona I : dimana gas dapat terbentuk sebagai akibat aktivitas bekteri tidak ada

minyak yang dapat dideteksi kecuali minyak bumi merupakan zat pengotor atau

hasil dari suatu migrasi.

2. zona II : merupakan aal pembentukan minyak bumi. Hasil utama yang

terbentuk pada zona ini adalah gas kering basah dan sedikit kondensat. Adanya

pertambahan konsentrasi minyak menyebabkan minyak bumi terus mengalami

pengenceran, tetapi belum dapat terbebaskan dari batuan induknya. Begitu titik

kritis kemampuan menyimpan terlampaui, proses perlepasan minyak bumi

sebagai senyawa yang telah matang.

3. zona III : merupakan zona puncak pembentukan dan pelepasan minyak bumi

dari batuam induk. Bentuk utama yang dihasilkan berupa gas dan minyak bumi.

Dengan bertambahnya tingkat pematangan maka minyak yang berjenis ringan

akan terbentuk.

4. zona IV : merupakan zona peningkatan pembentukan kondensat gas basah.

5. zona V : merupakan zona akhir, dicirikan dengan suhu yang tinggi sehingga zat

organic akan terurai menjadi gas kering (metana) sebagai akibat karbonasi.

Perubahan yang terjadi sebagai akibat penambahan panas dan lamanya pemanasan

pada kerogen atau batubara dapat bersifat kimia dan fisika, seperti diuraikan

Bissada (1986) sebagai berikut :

a. daya pantul cahaya dari partikel vitrinit akan meningkat secara eksposnensial.

b. warna kerogen akan berubah menjadi lebih gelap.

c. adanya peningkatan mutu batubara, dengan kandungan volatile akan berkurang.

d. sifat kimia dari kerogen akan berubah, kandungan oksigen dan hidrokarbon

akan berkurang sehingga perbandingan dari atom oksigen / karbon dan hydrogen /

karbon akan menurun dan akhirnya hanya akan membentuk karbon murni (grafit).

1. Analisa Pantulan Vitrinit.

Analisa ini berdasarkan pada kemampuan daya pantul cahaya vitrinit.

Besarnya pantulan vitrinit merupakan petunjuk langsung untuk tingkat

kematangan zat organic, terutama humus yang cenderung membentuk gas dan


NIM : 111 070 131

Pulg : 1


merupakan petunjuk tidak langsung untuk sapronel kerogen yang cenderung

membentuk minyak (Cooper, 1977). Kemampuan daya pantul ini merupakan

fungsi temperature artinya dengan perubahan waktu pemanasan dan temperature

akan menyebabkan warna vitrinit berubah dibawah sinar pantul.

Cara penganalisaan pantul vitrinit ini yaitu dengan mengambil contoh

batuan dari kedalaman tertentu diletakkan diatas kaca preparat dan direkatkan

dengan epoxyresin. Kemudian digosokkan dengan kertas korondum kasar sampai

halus dan terakhir dengan menggunakan alumina. Selanjutnya contoh batuan

tersebut diuji dalam minyak immerse (indeks bias = 1,516) dengan menggunakan

mikroskop dan suatu micro photomultiplier dan digital voltmeter attachment.

Kemudian dilakukan kalibrasi terhadap vitrinit berdasarkan suatu standart yang

terbuat dari gelas. Table dibawah mempelihatkan hubungan antara nilai pantulan

vitrinit dengan tingkat kematangan hidrokarbon (Tissot and Welte 1978).

VITRINIT REFLECTION (Ro) HIDROCARBON TYPE

0,33 – 0,35

0,35 – 0,66

0,66 – 0,80

0,80 – 1,30

1,30 – 1,60

1,60 – 2,00

> 2,00

Biogenic gas

Biogenic gas and oil immature

Immature oil

Mature oil

Mature oil,condensate, wet gas

condensate, wet gas

Petrogen Oic methane gas

2. Analisa Indeks Warna Spora

Analisa ini untuk mengetahui tingkat kematangan zat organik dengan

menggunakan mikro fosil dari sekelompok spora dengan serbuk sari. Analisa

ini dilakukan dengan cara contoh kerogen yang diperlukan dari keratin bor

diuraikan dengan cairan asam kemudian contoh spora atau tepung sari ini

diletakkan pada kaca preparat dan diamati tingkat warnanya dengan suatu

skala waena melalui mikroskop.


NIM : 111 070 131

Pulg : 1


Kesulitan dalam analisa indeks warna spora ini terkadang timbul dalam hal

dalam membanfingkan tingkat warna dari suatu contoh spora atau tepung sari

dengan warna stndart tertentu. Keterbatasan lainnya adalah bahwasanya

tingkat warna spora akan sangat tergantung pada ketebalan dindingnya, pada

beberapa jenis sporaefek panas yang mengenainya terkadang tidak selalu

tercermin dari perubahan warnanya. Tabel dibawah memperlihatkan

hubungan antara warna dari spora atau tepung sari dengan tingkat

kematangannya.

SCI PALYNOMORPH COLOUR MATURITY DEGREE

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Pale Yellow

Yellow

Yellow

Gold Yellow

Orange to Yellow

Orange

Brown

Dark Brown

Dark Brown to Black

Black

Immature

Immature

Transition to mature

Transition to mature

Mature

Optimum Oil Generation

Optimum Oil Generation

Mature, gas condensate

Over Mature, Dry gas

Over Mature, Dry gas (traces)

3. Indeks Pengubahan Thermal

Metode ini menggunakan penentuan warna secara visual dari pollen

(sebuk kepala putik) dari zat organik lainnya, dari warna kuning, coklat

sampai hitam. Klasifikasi ini dihubungkan langsung dengan pembentukan atau

pematangan minyak dan gas bumi.

Identifikasi Kematangan Berdasarkan Pyrolisis

1. Metode Analisis

Alat yang dipergunakan untuk ini adalah rock – eval. Didalam pyrolisis,

sejumlah kecil bubuk sample (biasanya sekitar 5 – 100 mg) dipanasi secara


NIM : 111 070 131

Pulg : 1


perlahan tanpa adanya oksigen dari suatu temperatur awal 2500 C ke

temperatur maksimum 5500 C.

Selama pemanasan berlangsung dua jenis hidrokarbon dikeluarkan dari

batuan. Hidrokarbon pertama, yang keluar sekitar 2500 C, merupakan

hidrokarbon yang sudah ada dalam batuan. Hidrokarbon ini setara dengan

bitumen yang dapat diekstraksi dengan mempergunakan pelarut. Detector

pada rock – eval akan merekam hal ini dan dapat menggambarkannya dalam

bentuk S1 pada kertas pencatat. Dengan menerusnya pemanasan, aliran

hidrokarbon yang sudah ada didalam batuan mulai berkurang. Pada

temperature 3500 C jenis hidrokarbon jenis kedua mulai muncul. Aliran kedua

ini mencapai 4200 C dan 4600 C, yang kemudian menurun sampai akhir

pyrolisis. Hidrokarbon kedua ini disebut S2, merupakan hidrokarbon yang

terbentuk dari kerogen didalam rock – eval karena penguraian bahan kerogen.

S2 dianggap sebagai indicator penting tentang kemampuan kerogen

memproduksi hidrokarbon saat ini.

Selama pyrolisis, karbon dioksida juga dikeluarkan dari kerogen. Karbon

dioksida ini ditangkap oleh suatu perangkap selama pyrolisis berlangsung dan

kemudian dilepas pada detector kedua (direkam sebagai S3) setelah semua

pengukuran hidrokarbon selesai. Jumlah karbon dioksida yang didapat dari

kerogen yang dikorelasaikan dengan jumlah oksigen yang tinggi berkaitan

dengan material yang berasal dari kayu selulosa atau oksida tinggi selama

diagenesis, maka kandungan oksigen tinggi didalam kerogen merupakan

indicator negative potensial sumber hidrokarbon.

Pyrolisis Tmax

Parameter Tmax adalah temperatur puncak S2 mencapai maksimum.

Temperatur pyrolisis dibunakan sebagai indicator kematangan, sebab jika

kemtangan kerogen meningkat, temperature yang menunjukkan laju maksimum

pyrolisis terjadi juga meningkat atau dengan kata lain jika Tmax makin tinggi

batuan semakin matang. Demikin pula halnya dengan ratio S1 / (S2 + S3) yang

disebut juga transportation ratio atau OPI (Oil Production Index) dan juga


NIM : 111 070 131

Pulg : 1


parameter Tmax. Untuk hubunagn antara transportation ratio dan Tmaxdengan

kematangan dapat dilihat pada table dibawah ini.

Tabel Hubungan antara transportation ratio dengan kematangan (Espilatie etal 77

Vide Tissot & Welte 1978)

S1 / (S1 +S2)

(mg / gr atau kg / ton)

Tingkat Kematangan

< 0,1

0,1 – 0,4

> 0,4

Belum matang

Matang (oil window)

Lewat matang (gas window)

Tabel Hubungan antara Tmax dengan kematangan (Espilatie etal 77 Vide Tissot

& Welte 1978)

Tmax ( 0 C) Tingkat Kematangan

400 – 435

435 – 460

> 460

Belum matang

Matang (oil window)

Lewat matang (gas window)

Tabel Klasifikasi S1 +S2 (HY) (Espilatie etal 77 Vide Tissot & Welte 1978)

S1 / (S1 +S2)

(mg / gr atau kg / ton)

Potensial

0,00 – 1,00

1,00 – 2,00

2,00 – 6,00

6,00 – 10,00

10,00 – 20,00

> 20,00

Poor

Marginal

Moderate

Good

Very good

Excellent

ANALISA TIPE MATERIAL ORGANIK


NIM : 111 070 131

Pulg : 1


Tipe-tipe bahan organic dalam batuan induk

Hampir seluruh bahan organic dapat diklasifikasikan menjadi dua tipe

utama yaitu Sapropelic dan Humic (POTONIE, 1908), istilah Spropelic

menunjukkan hasil dekomposisi dari lemak, zat organic lipid yang diendapkan

dalam lumpur bawah air (Laut dan Danau) pada komposisi oksigen terbatas.

Istilah humic menjelaskan hasil dari pembentukan gambut, dan pada

umumnya berasal pada mulanya menunjukkan bahan organic dan serpih minyak

yang menjadi minyak akibat pematangan thermal.

Sekarang kerogen didefinisikan sebagai bahan organic yang tidak

dapat larut dalam asam non oksidasi, basa dan pelarut organic (HUNT, 1979),

sekitar 80-99% kandunagn bahan organic pada batuan induk tersusun oleh

kerogen, selebihnya adalah bitumen.

Dalam diagram van krevelen yang dimodifikasi Tissot (1974) dan ahli

lainya (North, 1985), ia menggambarkan jalur evolusi pematangan (Evolusi

thermal), 4 tipe kerogen yaitu :

Tipe 1

Merupakan tipe tinggi, berupa sedimen-sedimen alga, umumnya

merupakan endapan danau, mengandung bahan organic sapropelic. Rasio

atom H : C sekitar 1.6 – 1.8. Kerogen ini cenderung menghasilkan minyak

(oil prone).

Tipe 2

Kerogen tipe ini merupakan tipe intemediet, umumnya merupakan

endapan-endapan tepi laut. Bahan merupakan campuran antara bahan

organic asal darat dan laut, rasio atom H : C sekitar 1.4. tipe ini juga

menghasilkan minyak (oil prone).

Tipe 3

Kerogen ini mengandung bahan organic Humic yang berasal dari darat,

yakni dari tumbuhan tingkat tinggi (ekivalen vitrinite pada batubara).

Rasio antara atom H : C adalah0.1. tipe ini cendurung untuk membentuk

gas ( gas prone).


NIM : 111 070 131

Pulg : 1


Tipe 4

Tipe ini bahan organiknya berasal dari berbagai sumber, namun telah

mengalami oksidasi, daur alterasi. Bahan organiknya yang lembam (inert)

miskin hydrogen (rasio atom H:C kurang dari 0,4) dan tidak menghasilkan

hidrokarbon.

BAB II

PEMBAHASAN

Dalam

(m) TOC S1 S2 S3 Tmax Ro S1 + S2 TPI HI % OI %

1000 1.22 1.70 2.30 1.27 426 0.54 4 0.425 188,524 104,098

2000 1.63 1.16 3.56 1.57 428 0.52 4.72 0.245 218,404 96,319

2500 2.75 0.85 5.80 0.97 423 0.58 6.65 0.127 210,909 35,272

2875 6.43 5.95 9.3 2.62 354 0.66 15.25 0.390 144,634 40,746

3000 6.25 2.20 9.3 1.76 380 0.70 11.5 0.191 148,800 28.16

1.Hasil analisa sumur “los Noches”

Potensi Tipe Kerogen Tipe HC Maturity

Moderate Tipe III Biogenic Gas and Oil Mature Immature

Moderate Tipe III Biogenic Gas and Oil Mature Immature

Good Tipe II Biogenic Gas and Oil Mature Immature

Very good Tipe II Immature Oil Gas Prone

Very good Tipe II Immature Oil Immature


NIM : 111 070 131

Pulg : 1


Grafik perbandingan data

DEPTH Vs TOC

DEPTH Vs Tmax


NIM : 111 070 131

Pulg : 1

Dalam

(m) TOC

1000 1.22

2000 1.63

2500 2.75

2875 6.43

3000 6.25


DEPTH Vs Ro


NIM : 111 070 131

Pulg : 1

Dalam

(m) Tmax

1000 426

2000 428

2500 423

2875 354

3000 380


DEPTH Vs OI


NIM : 111 070 131

Pulg : 1

Dalam

(m) Ro

1000 0.54

2000 0.52

2500 0.58

2875 0.66

3000 0.70


DEPTH Vs TPI


NIM : 111 070 131

Pulg : 1

Dalam

(m) OI %

1000 104,098

2000 96,319

2500 35,272

2875 40,746

3000 28.16


DEPTH Vs S1+S2


NIM : 111 070 131

Pulg : 1

Dalam

(m) TPI

1000 0.425

2000 0.245

2500 0.127

2875 0.390

3000 0.191

Dalam

(m)

S1 +

S2

1000 1.73

2000 2.25

2500 1.59

2875 2.37

3000 2.49


DEPTH Vs HI


NIM : 111 070 131

Pulg : 1

Dalam

(m) HI %

1000 188,524

2000 218,404

2500 210,909

2875 144,634

3000 148,800


Tmax Vs HI

Kesimpulan:

Berdasarkan hasil dari penarikan garis berat-garis berat yang di dapat dari

perpotongan data sumur I yang di gunakan, maka di dapatkan harga perbandingan


NIM : 111 070 131

Pulg : 1

Tmax HI %

426 188,524

428 218,404

423 210,909

354 144,634

380 148,800


Depth terhadap TOC, TPI, HI, S1+S2, T-Max, Ro, dan T-Max terhadap HI. Jika

semakin dalamnya Kedalaman pemboran dari permukaan, maka akan semakin

meningkat harga TOC, TPI, S1+S2, dan Nilai Ro. Dan sebaliknya akan semakin

menurun harga HI, T-Max, dan HI terhadap T-Maxnya

Perhitungan: -Depth 1000: S1 + S2 = 1,70 + 2.30 = 4

TPI = S1 = 1,70 = 0.425

S1 + S2 1,70 + 2.30

HI = S2 x 100% = 2.30 x 100% = 188.542

TOC 1.63

OI = S3 x 100% = 3.56 x 100% = 104.098

TOC 1.63

-Depth 2000: S1 + S2 = 1.16 + 3.56 = 4,72

TPI = S1 = 1,16 = 0.245

S1 + S2 1,16 + 3.56

HI = S2 x 100% = 3.56 x 100% = 218.404

TOC 1.63

OI = S3 x 100% = 1.57 x 100% = 96.319

TOC 1.63

-Depth 2500: S1 + S2 = 0,85 + 5,80 = 6.65

TPI = S1 = 0,85 = 0.127

S1 + S2 0,85 + 5.80

HI = S2 x 100% = 5.80 x 100% = 210.909

TOC 2,75

OI = S3 x 100% = 0.97 x 100% = 35.272

TOC 2,75

-Depth 2875: S1 + S2 = 5,95 + = 9,3= 15.52

TPI = S1 = 5,95 = 0.390

S1 + S2 5,95 + 9.3


NIM : 111 070 131

Pulg : 1


HI = S2 x 100% = 9.3 x 100% = 144.634

TOC 6,43

OI = S3 x 100% = 2,62 x 100% = 40,746

TOC 6,43

-Depth 3000: S1 + S2 = 2,20 + 9.3 = 11.5

TPI = S1 = 2,20 = 0.191

S1 + S2 2,20 + 9.3

HI = S2 x 100% = 9.3 x 100% = 148.800

TOC 6.25

OI = S3 x 100% = 1.76 x 100% = 28.16

TOC 6.25

2.Hasil analisa sumur “Espada”

Dalam

(m) TOC S1 S2 S3 Tmax Ro S1 + S2 TPI HI % OI %

1000 1.32 2.44 2.18 0.73 424 0.45 4.62 0.528 165,151 55,303

1300 1.75 0.59 3.43 0.55 433 0.45 4.02 0.146 196,000 31,428

1500 0.97 0.60 1.22 0.68 430 0.42 1.82 0.329 125,773 70,103

1750 0.64 1.24 0.71 0.86 434 0.53 1.95 0.635 110,937 134,375

2000 0.66 0.88 0.65 0.84 452 0.78 1.53 0.575 98,484 127,272

2225 1.33 4.85 1.25 0.62 445 0.89 6.1 0.795 93,984 46,616

Pot Tipe Kerogen Tipe HC Maturity

Moderate Tipe II Biogenic Gas and Oil Mature Immature

Moderat Tipe II Biogenic Gas and Oil Mature Immature

Moderat Tipe II Biogenic Gas and Oil Mature Gas Prone

Moderat Tipe III Biogenic Gas and Oil Mature Gas Prone

Moderat Tipe III Immature Oil Oil Prone

Good Tipe II Mature Oil Gas Prone


NIM : 111 070 131

Pulg : 1


Grafik perbandingan data

DEPTH Vs TOC

DEPTH Vs Tmax


NIM : 111 070 131

Pulg : 1

Dalam

(m) TOC

1000 1.32

1300 1.75

1500 0.97

1750 0.64

2000 0.66

2225 1.33


DEPTH Vs RO


NIM : 111 070 131

Pulg : 1

Dalam

(m) Tmax

1000 424

1300 433

1500 430

1750 434

2000 452

2225 445



NIM : 111 070 131

Pulg : 1

Dalam

(m) Ro

1000 0.45

1300 0.45

1500 0.42

1750 0.53

2000 0.78

2225 0.89

Dalam

(m) OI %

1000 55,303

1300 31,428

1500 70,103

1750 134,375

2000 127,272

2225 46,616


DEPTH Vs TPI


NIM : 111 070 131

Pulg : 1

Dalam

(m) TPI

1000 0.528

1300 0.146

1500 0.329

1750 0.635

2000 0.575

2225 0.795


DEPTH Vs S1 + S2


NIM : 111 070 131

Pulg : 1

Dalam

(m)

S1 +

S2

1000 4.62

1300 4.02

1500 1.82

1750 1.95

2000 1.53

2225 6.1


DEPTH Vs HI

Tmax VS HI


NIM : 111 070 131

Pulg : 1

Dalam

(m) HI %

1000 165,151

1300 196,000

1500 125,773

1750 110,937

2000 98,484

2225 93,984


Kesimpulan: Berdasarkan hasil dari penarikan garis berat-garis berat yang di

dapat dari perpotongan data sumur I yang di gunakan, maka di dapatkan harga

perbandingan Depth terhadap TOC, TPI, HI, S1+S2, T-Max, Ro, dan T-Max

terhadap HI. Jika semakin dalamnya Kedalaman pemboran dari permukaan, maka

akan semakin meningkat harga TOC, TPI, S1+S2, dan Nilai Ro. Dan sebaliknya

akan semakin menurun harga HI, T-Max, dan HI terhadap T-Maxnya.

Perhitungan: -Depth 1000: S1 + S2 = 1,30 + 1,73 = 3,03

TPI = S1 = 1,30 = 0,429043

S1 + S2 1,30 + 1,73

HI = S2 x 100% = 1,73 x 100% = 186,0215

TOC 0,93


NIM : 111 070 131

Pulg : 1

Tmax HI %

424 165,151

433 196,000

430 125,773

434 110,937

452 98,484

445 93,984


OI = S3 x 100% = 1,47 x 100% =

158,0645

TOC 0,93

-Depth 2000: S1 + S2 = 2,16 + 2,00 = 4,16

TPI = S1 = 2,16 = 0,519231

S1 + S2 2,16 + 2,00

HI = S2 x 100% = 2,00 x 100% = 229,8851

TOC 0,87

OI = S3 x 100% = 1,37 x 100% =

157,4713

TOC 0,87

-Depth 2500: S1 + S2 = 0,85 + 1,14 = 1,99

TPI = S1 = 0,85 = 0,427136

S1 + S2 0,85 + 1,14

HI = S2 x 100% = 1,14 x 100% = 148,0519

TOC 0,77

OI = S3 x 100% = 0,87 x 100% =

112,987

TOC 0,77

-Depth 2875: S1 + S2 = 7,95 + 1,72 = 9,67

TPI = S1 = 7,95 = 0,82213

S1 + S2 7,95 + 1,72

HI = S2 x 100% = 1,72 x 100% = 120,2797

TOC 1,43

OI = S3 x 100% = 2,32 x 100% =

162,2378

TOC 1,43

-Depth 3000: S1 + S2 = 4,20 + 0,91 = 5,11

TPI = S1 = 4,20 = 0,821918

S1 + S2 4,20 + 0,91


NIM : 111 070 131

Pulg : 1


HI = S2 x 100% = 0,91 x 100% = 113,75

TOC 0,80

OI = S3 x 100% = 1,66 x 100% = 207,5

TOC 0,80

3. Hasil analisa sumur “Arcana”

Dalam (m) TOC S1 S2 S3 Tmax Ro

S1 +

S2 TPI HI % OI %

1000 0.95 0.20 1.53 0.90 432 0.36 1.73 0.115 161,052 94,736

1200 0.84 0.25 2.00 1.75 436 0.55 2.25 0.111 238,095 208,333

1400 0.75 0.25 1.34 2.00 440 0.62 1.59 0.157 178,666 266,666

1500 1.40 0.85 1.52 4.45 445 1.95 2.37 0.358 178,823 317,857

1700 0.86 0.98 1.51 3.50 450 1.88 2.49 0.393 154,081 406,976

Pot Tipe Kerogen Tipe HC Maturity

Tipe III

Biogenic Gas n Oil

Mature Immature

Tipe II

Biogenic Gas n Oil

Mature Oil Prone

Tipe III

Biogenic Gas n Oil

Mature Oil Prone

Tipe III Condensat, Wet Gas Oil


NIM : 111 070 131

Pulg : 1


Generation

Tipe III Condensat, Wet Gas Condensate

Grafik perbandingan sumur “Arcana”

DEPTH Vs TOC


NIM : 111 070 131

Pulg : 1

Dalam

(m) TOC

1000 0.95

1200 0.84

1400 0.75

1500 1.40

1700 0.86


DEPTH Vs Tmax


NIM : 111 070 131

Pulg : 1

Dalam

(m) Tmax

1000 432

1200 436

1400 440

1500 445

1700 450


DEPTH Vs RO

DEPTH Vs OI


NIM : 111 070 131

Pulg : 1

Dalam

(m) Ro

1000 0.36

1200 0.55

1400 0.62

1500 1.95

1700 1.88

Dalam

(m) OI %

1000 94,736

1200 208,333

1400 266,666

1500 317,857

1700 406,976


DEPTH Vs TPI

DEPTH Vs S1+S2


NIM : 111 070 131

Pulg : 1

Dalam

(m) TPI

1000 0.115

1200 0.111

1400 0.157

1500 0.358

1700 0.393

Dalam

(m)

S1 +

S2

1000 1.73

1200 2.25

1400 1.59

1500 2.37

1700 2.49



NIM : 111 070 131

Pulg : 1


DEPTH Vs HI

Tmax Vs HI


NIM : 111 070 131

Pulg : 1

Dalam (m) HI %

1000 161,052

1200 238,095

1400 178,666

1500 178,823

1700 154,081

Tmax HI %

432 161,052

436 238,095

440 178,666

445 178,823

450 154,081


BAB III

KESIMPULAN

Lag Time adalah waktu yang diperlukan oleh serbuk bor atau cutting

untuk dapat muncul kembali ke permukaan. Lag Time merupakan kecepatan

pergerakan suatu benda dari dasar lubang bor sampai ke permukaan oleh media

lumpur. Dengan Lag Time kita dapat mengetahui lama cutting terangkat keatas

sehingga dapat ditentukan kapan harus mengambil cutting tersebut.

Cutting merupakan serbuk bor berupa hancuran dari batuan yang ditembus

oleh mata bor, serbuk bor ini diangkat dari dasar lubang bor ke permukaan oleh

gerakan lumpur pemboran yang digunakan untuk mengebor pada waktu kegiatan

pemboran berlangsung. Berdasarkan hasil perhitungan volume total sumur


NIM : 111 070 131

Pulg : 1


sebelum diperdalam mempunyai harga yang lebih kecil bila dibandingkan dengan

volume total setelah diperdalam

Dari Hasil Perhitungan diperoleh :

Pada soal no. 1 didapatkan penambahan Lumpur pada sumur hingga kedalaman

5470

feet adalah sebesar 717.326326 barrel, kemudian waktu yang dibutuhkan oleh

cutting

untuk mencapai permukaan saat kedalaman mencapai 6430 feet adalah 351.75

menit

atau 5º 51’45”

Pada soal no.2 didapatkan waktu pengambilan cutting pada tiap-tiap kedalaman,

yaitu

Kedalaman 5350 feet pukul 06.30, waktu pengamilan cutting

adalah 10 º 46 ’ 1.8 ”

Kedalaman 6550 feet pukul 08.45, waktu pengambilan cutting

adalah 12 º 24 ’ 39.6 ”


adalah 15 º 31 ’ 42.6 ”


adalah 18 º 44 ’ 11.9”


NIM : 111 070 131

Pulg : 1


LAMPIRAN


NIM : 111 070 131

Pulg : 1

analisa batuan induk

Documents