klasifikasi petrofisika tipe batuan untuk …digilib.unila.ac.id/26686/3/skripsi tanpa bab...

KLASIFIKASI PETROFISIKA TIPE BATUAN UNTUK

MEMPREDIKSI KUALITAS RESERVOAR PASIR SERPIHAN

BERDASARKAN DATA LOG DAN ANALISIS CORE PADA

SUB-CEKUNGAN ARJUNA, STUDI KASUS FORMASI

TALANG AKAR

(Skripsi)

Oleh

FENI PRIYANKA

KEMENTERIAN RISET, TEKNOLOGI DAN PENDIDIKAN TINGGI

UNIVERSITAS LAMPUNG

FAKULTAS TEKNIK

JURUSAN TEKNIK GEOFISIKA

2017





TALANG AKAR

Oleh

Feni Priyanka

ABSTRAK

Hidrokarbon terakumulasi pada sebuah reservoar, reservoar memiliki banyak jenis

tergantung pada kondisi geologi dan mineral penyusunnya. Pada Cekungan

ONWJ, Sub-Cekungan Arjuna, Formasi Talang Akar merupakan jenis reservoar

pasir serpihan. Hadirnya lempung dalam sebuah reservoar akan menurunkan nilai

resistivitas dan menaikkan nilai saturasi, sehingga dibutuhkan analisis

multimineral dan klasifikasi kualitas dari reservoar pasir serpihan. Di dalam

penelitian ini, properti fisika (porositas, permeabilitas, Rw, dan saturasi) dan

kualitas reservoar dapat diidentifikasi melalui analisis petrofisika dengan

memanfaatkan data Log dan analisis core, tipe batuan diprediksi melalui salah

satu metode (antara R35 Winland dan HFU). Dalam penelitian ini data yang

digunakan terdiri dari 5 sumur (IX-A1, IX-13, IX-4, IX-7 dan IX-8) dan

ditemukan 8 zona hidrokarbon, 6 diantaranya sesuai dengan data DST (drill steam

test), dan metode rocktype yang cocok digunakan yaitu metode HFU (hydraulic

flow unit) karena koefisien korelasi antara porositas dan permeabilitas

menunjukkan nilai >0.75, dan berdasarkan perhitungan diperoleh 8 tipe batuan,

dimana dominasi tipe batuannya adalah jenis 12 dengan ukuran pori antara 5-10

mikron, tipe batuan reservoar pada penelitian ini termasuk ke dalam lithofacies

Distributary channel dan sand mouth bar. Dengan mengetahui nilai properti

petrofisika, maka dapat mengetahui reservoar performa dan menentukan zona

yang layak untuk diproduksi maupun tidak, dengan menggunakan kurva SMLP

(Stratigraphic Modified Lorenz Plot).

Kata kunci : Rock type, kurva SMLP, multimineral, lithofacies

i

PETROPHYSICAL ROCK TYPE CLASSIFICATION TO

PREDICT SHALY SAND RESERVOIR PERFORMANCE

BASED ON LOG DATA AND CORE ANALYSIS IN ARJUNA

SUB-BASIN, TALANG AKAR CASE STUDY

By

Feni Priyanka

ABSTRACT

Hydrocarbons were accumulated in reservoir, the reservoir has a lot of types

depending on the geological conditions and the constituent mineral. In ONWJ

basins, sub-basins Arjuna, Talang Akar Formation is sand splinters reservoir type.

The presence of clay in a reservoir will reduce the resistivity and increase the

saturation, so it takes a multimineral analysis and the reservoir quality

classification. In this study, physical properties (porosity, permeability, Rw, and

saturation) and the quality of the reservoir can be identified through petrophysical

analysis by utilizing log data and core analysis, andthe rock type prediction (using

R35 Winland or HFU method). In this study 5 wells (IX-A1, IX-13, IX-4, IX-7

and IX-8) used and found eight hydrocarbon zones, 6 are validated by the DST

(drill steam test) data, and rock type method that suitable is the method of HFU

(hydraulic flow units) due to the coefficient of correlation between porosity and

permeability shows a value of> 0.75, based on the calculations, the eight types of

rock is conclude, where the dominance of the rock type is the type 12 with a pore

size between 5-10 microns, type reservoir rocks in this study belong to the

lithofacies distributary channel and mouthbar sand. By knowing the petrophysical

property values, it can determine reservoir productivity and determine the zone

eligible to be produced or not, by using curve SMLP (Stratigraphic Modified

Lorenz Plot).

Keyword : Rock type, kurva SMLP, multimineral, lithofacies

ii





TALANG AKAR

Oleh

FENI PRIYANKA

Skripsi

Sebagai Salah Satu Syarat untuk Mencapai Gelar

SARJANA TEKNIK

Pada

Jurusan Teknik Geofisika

Fakultas Teknik Universitas Lampung

KEMENTRIAN RISET, TEKNOLOGI DAN PENDIDIKAN TINGGI

UNIVERSITAS LAMPUNG

FAKULTAS TEKNIK

JURUSAN TEKNIK GEOFISIKA

2017

iii

RIWAYAT HIDUP

Penulis dilahirkan di Kotabumi, Lampung Utara pada

tanggal 20 Oktober 1995 yang merupakan anak pertama

dari empat bersaudara. Penulis menyelesaikan pendidikan

di SDN 01 Kotabumi pada Tahun 2007, MTs N 02 Rejosari

pada Tahun 2010 dan SMAN 01 Kotabumi pada Tahun

2013. Selanjutnya, pada tahun yang sama penulis terdaftar

sebagai mahasiswi di Jurusan Teknik Geofisika Fakultas

Teknik Universitas Lampung angkatan 2013 melalui jalur undangan SNMPTN

(Seleksi Nasional Masuk Perguruan Tinggi Negeri).

Selama menjadi mahasiswi, penulis aktif di beberapa kegiatan kampus antara lain

Anggota Muda KMB BEM-Universitas Lampung Divisi Aksi dan Propaganda

(2013/2014), Young Gen Divisi Course di SEG-SC Universitas Lampung

(2013/2014), Anggota Aktif divisi Course SEG (Society of Exploration

Geophysicist) Student Chapter Universitas Lampung (2014/2015), Anggota Aktif

divisi Course AAPG (American Association Petroleum Geology) Student Chapter

Universitas Lampung (2014/2015), Anggota Aktif divisi Kesekretariatan HIMA-

TG Bhuwana periode (2014/2015), Bendahara Umum Himpunan Mahasiswa TG

Bhuwana Universitas Lampung (2015/2016), dan Staff Ahli Divisi

Kewirausahaan di Himpunan Mahasiswa Geofisika Indonesia Pusat (HMGI

Pusat) (2016/2017).

vii

Selama masa kuliah, Penulis pernah menjadi Asisten Praktikum Eksplorasi

Gayaberat dan Eksplorasi Well Logging pada tahun 2015-2016. Penulis juga

pernah meraih Juara III dalam ajang Kompetisi Paper pada Kegiatan Geophysical,

Workshop, Explore and Seminar (GWES) Tahun 2016 dengan judul Paper

“Estimasi Cadangan Batubara dan Analisis Vsh Terhadap Kalori, Kadar Abu,

Densitas Menggunakan Interpretasi Data Log dan Lab di Daerah Tambang

Dizamatra Lahat, Sumatera Selatan” sekaligus Finalis Kompetisi Essay dengan

judul “Mengangkat Pamor CBM (Coal Bed Methane) Untuk Masa Depan

Gemilang Energi Indonesia”, penulis merupakan Peserta dalam Ajang Lomba

Penelitian Mahasiswa Pertambangan III Parade Tambang 2016 (LPMPI3)

Universitas Sriwijaya. Selain itu, penulis juga pernah lolos dalam ajang Publikasi

Ilmiah pada PIT HAGI Ke-41 (The 41st Annual Convention and Exhibition

Indonesian Association of Geophysicists) pada tahun 2016 dengan judul publikasi

ilmiah “Estimasi Nilai Temperatur Formasi Pada Sumur Minyak

Menggunakan Metode Log dan Termal di Daerah „H‟

Sumatera Tengah”. Penulis pernah memperoleh beberapa pengalaman menjadi

Student Volunteer pada PIT HAGI Ke-41 (The 41st Annual Convention and

Exhibition Indonesian Association of Geophysicists) dan Duta Universitas

Lampung Dalam KKN-Kebangsaan Nasional 2016 di Tanjung Pinang, Provinsi

Kepulauan Riau.

Selama kuliah, penulis tercatat sebagai mahasiswi penerima beasiswa Bidikmisi.

Penulis melakukan PKL (Praktek Kerja Lapangan) di PT. Dizamatra Powerindo

Lahat, Sumatera Selatan dengan mengambil tema : “Estimasi Cadangan

Batubara Serta Analisis Hubungan Vsh Terhadap Kalori dan Kadar Abu

viii

Pada Blok “FP” Daerah Tambang Dizamatra Lahat Sumatera Selatan” pada

tahun 2016. Selanjutnya, penulis melakukan penelitian tugas akhir di PT. PHE

ONWJ mengambil tema mengenai “Klasifikasi Petrofisika Tipe Batuan Untuk

Memprediksi Kualitas Reservoar Pasir Serpihan Berdasarkan Data Log dan

Analisis Core Pada Sub-Cekungan Arjuna, Studi Kasus Formasi Talang

Akar” pada Tahun 2017.

ix

PERSEMBAHAN

Teruntuk Kedua Orangtua yang tak pernah jemu mendoakanku

Mamak Yani Juhaini

&

Bapak Sapri Yanto

Beserta Ke-3 Adik yang selalu ku sayangi

Refan Prabowo Putra

Mohammad Farhan

Iffa Ixia Balqis

x

(1)

Mujadalah ayat 11-Q.S Al

(2) It’s not how good you are,

It’s how good you want to be.

xi

KATA PENGANTAR

Puji syukur kehadirat Allah Subhanawata‟ala berkat rahmat dan kuasa-

Nya lah penulis dapat menyelesaikan skripsi yang berjudul “Klasifikasi

Petrofisika Tipe Batuan Untuk Memprediksi Kualitas Reservoar Pasir

Serpihan Berdasarkan Data Log dan Analisis Core Pada Sub-Cekungan

Arjuna, Studi Kasus Formasi Talang Akar”. Skripsi ini merupakan salah satu

hasil penelitian Tugas Akhir Penulis di PT. PHE ONWJ sekaligus bagian dari

persyaratan meraih gelar S-1 Teknik Geofisika Universitas Lampung.

Harapan penulis dengan adanya penelitian ini semoga dapat menambah

khazanah ilmu di bidang eksplorasi hidrokarbon terutama di bidang keilmuan

Geofisika, penulis menyadari masih banyak kekurangan dalam penulisan skripsi

ini. Karenanya, kritik dan saran sangat dibutuhkan guna membangun agar

kedepannya penulis dapat memberikan yang lebih baik lagi. Demikian kata

pengantar ini, semoga penelitian dapat bermanfaat untuk masa kini dan

mendatang.

Penulis

Feni Priyanka

xii

SANWACANA

Berbagai pihak telah memberikan banyak konstribusi dalam kegiatan tugas akhir

(TA) hingga penulisan skripsi yang berjudul berjudul “Klasifikasi Petrofisika

Tipe Batuan Untuk Memprediksi Kualitas Reservoar Pasir Serpihan

Berdasarkan Data Log dan Analisis Core Pada Sub-Cekungan Arjuna, Studi

Kasus Formasi Talang Akar”, kontribusi yang sangat bermanfaat bagi penulis,

sehingga pada sanwacana kali ini penulis ingin berterimakasih kepada:

1. Bapak dan Mamak yang telah menjadi orangtua terhebat yang penulis

miliki hingga kini dan selamanya.

2. Refan, Farhan dan Ixia adik tercinta yang akan selalu menjadi saudara

terdekat kini dan selamnya.

3. Keluarga besar Alm. Mbah Djamin yang amat penulis cintai.

4. Keluarga Bu Yana yang telah memberi fasilitas selama tinggal dan

melaksanakan TA di Jaksel selama 2 bulan.

5. PT. PHE ONWJ sebagai perusahaan yang telah memberikan kesempatan

luar biasa untuk melaksanakan Tugas akhir.

6. Bpk. Riezal Ariffiandhany dan Bpk. Mohammad Reza pembimbing TA

di Divisi Petrofisika PHE ONWJ.

7. Kawan-kawan sekaligus keluarga TG13 Joss tempat bersenang-senang

dan bersedih selama 3,5 Tahun terakhir.

8. Bpk. Normansyah yang telah membantu penulis selama TA di PHE

ONWJ.

xiii

9. Bapak Dr. Ordas Dewanto, S.Si, M.Si. selaku Pembimbing I dalam

Penelitian Skripsi.

10. Bapak Bagus Sapto Mulyatno, S.Si, M.T. selaku Pembimbing II dalam

Penelitian Skripsi.

11. Bapak Dr. Ahmad Zaenudin, S.Si, M.Si selaku Pembahas dalam

Penelitian Skripsi.

12. My Bestiest ever and forever “Jojotaba Geng” Yusrini, Maharani,

Ellysia dan Ucup sahabat dari zaman jahiliyah sampai kini zaman terang

benderang.

13. Geng Nodut sahabat KKN-Kebangsaan 2016 Kepulauan Riau Nunu

(Makassar), Anggi (Tanjung Pinang), Dini (Payakumbuh) dan Mpit

(Dabo) yang selalu memberi pelukan dan doa jarak jauh.

14. Kawan-kawan Kost Iwari yang terbaik.

15. Dan siapapun yang telah membantu penulis hingga kini.

xiv

DAFTAR ISI

Halaman

ABSTRAK ...................................................................................................... i

ABSTRACT .................................................................................................... ii

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

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

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

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

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

HALAMAN PERSEMBAHAN .................................................................... x

KATA PENGANTAR .................................................................................... xii

SANWACANA ............................................................................................... xiii

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

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

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

BAB I. PENDAHULUAN

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

1.2 Tujuan ............................................................................................. 3

1.3 Batasan Masalah ............................................................................. 4

1.4 Manfaat ........................................................................................... 4

BAB II. TINJAUAN PUSTAKA

2.1 Daerah Penelitian ........................................................................... 5

2.2 Geologi Regional Cekungan Jawa Barat Utara .............................. 6

2.3 Tektonik Cekungan Jawa Barat Utara ............................................ 6

2.4 Tatanan Stratigrafi .......................................................................... 10

2.5 Petroleum System Cekungan Jawa Barat Utara ............................. 14

BAB III. TEORI DASAR

3.1 Metode Well Logging ..................................................................... 18

xv

3.1.1 Konsep Dasar Well Logging .................................................. 18

3.1.2 Perangkat-Perangkat Well Logging ........................................ 20

3.2 Multimineral Analisis Pada Formasi Pasir Serpihan...................... 28

3.3 Analisis Batuan Core ..................................................................... 31

3.4 Parameter Petrofisika ..................................................................... 31

3.5 Metode Winland dan HFU Untuk Petrophysical Rock Type ......... 42

3.5.1 Metode R35 Winland ........................................................ 42

3.5.2 Metode HFU (hydraulic flow unit) ................................... 44

3.6 Metode SMLP (Stratigraphic Modified Lorenz Plot) ...................... 46

3.7 Cut-off dan net-pay ........................................................................... 47

BAB IV. METODOLOGI PENELITIAN

4.1 Waktu Penelitian Tugas Akhir .................................................. 48

4.2 Perangkat Lunak ........................................................................ 48

4.3 Data Penelitian ........................................................................... 49

4.4 Tahap Pengolahan Data ............................................................. 51

4.4.1 Tahap Pengolahan Awal .................................................... 51

4.4.1.1 Inventory Data ................................................................. 51

4.4.1.2 Loading Data .................................................................. 53

4.4.1.3 Persiapan Data (Data Preparation) ................................ 54

4.4.2 Tahap Pengolahan Lanjutan ............................................... 59

4.4.2.1 Zonasi dan Parameter Picking ....................................... 59

4.4.2.3 Multimineral Analisis ..................................................... 60

4.4.2.3 Analisis Tipe Batuan R35 Winland dan HFU ................ 61

4.4.2.4 Perhitungan Komponen Metode SMLP .......................... 62

4.4.2.5 Lumping .......................................................................... 62

4.5 Diagram Alir Penelitian ............................................................. 63

4.6 Jadwal Penelitian ....................................................................... 64

BAB V. HASIL PENGAMATAN DAN PEMBAHASAN

5.1 Quality Control dan Data Preparation ........................................ 65

5.2 Data Processing .......................................................................... 75

5.3 Analisis Petrofisika Tipe Batuan ................................................. 89

5.4 Identifikasi Lithofacies dan Tipe Batuan (Rock type) .................. 100

5.5 Pay Summary ............................................................................... 106

5.6 Reservoir Performance ................................................................ 116

BAB VI. KESIMPULAN DAN SARAN

6.1 Kesimpulan ................................................................................. 123

6.2 Saran ........................................................................................... 124

DAFTAR PUSTAKA

LAMPIRAN

xvi

xvii

DAFTAR GAMBAR

Gambar Halaman

1. Peta Lokasi Lapangan Penelitian ................................................................. 5

2. Peta Struktur Waktu Batuan Dasar yang Menunjukkan Unsur Tektonik dan

Pola Sesar ...................................................................................................... 9

3. Kolom Stratigrafi Sub-cekungan Jawa Barat Utara ...................................... 14

4. Jalur migrasi Sub-Cekungan Arjuna ............................................................. 17

5. Pengukuran Wireline Logging sumur eksplorasi (Martono, 2004). ............. 18

6. Contoh Interpretasi Lapisan Batuan Dengan Log Gamma ray .................... 21

7. Contoh Interpretasi Lapisan Batuan Dengan Log SP ................................... 22

8. Borehole Invasion (Glover, 2010) ................................................................ 23

9. Kurva Log Caliper (Glover, 2010). .............................................................. 24

10. General Log Matrix (Atlas, 1982) ................................................................ 25

11. Respon Log Densitas Terhadap Batuan (Glover, 2010) ............................... 26

12. Respon Log Neutron Terhadap Batuan (Rider, 2002) .................................. 27

13. Model Reservoar Pasir Serpihan (PPT internal PHE ONWJ) ...................... 29

14. Model Volumetrik Pasir Serpihan (Laporan Internal PHE ONWJ) ............ 29

15. Ilustrasi Model Interpretasi Multimineral (Kimminau dkk, 1989) .............. 30

16. Pemodelan untuk menghitung Ish (Haryoko, 2003). ..................................... 33

17. Model Empiris Distribusi Pore Throat Berdasarkan metode Winland ....... 44

18. Tampilan Loading Data ................................................................................ 53

19. Referensi Untuk Sumur Vertikal .................................................................. 54

20. Input Referensi Untuk Sumur Deviasi .......................................................... 55

21. Modul Caliper Derivatif ............................................................................... 55

xvii

xvii

22. Modul Badhole Computation ....................................................................... 56

23. Modul Pre-calculation .................................................................................. 56

24. Modul Koreksi Log GR ................................................................................ 57

25. Modul Koreksi Log NPHI ............................................................................ 58

26. Modul Koreksi RHOB .................................................................................. 58

27. Modul Koreksi Log Resistivitas ................................................................... 59

28. Modul Analisis Parameter Multimineral ...................................................... 60

29. Modul Facimage Neural Network ................................................................ 61

30. Modul Fuzzy Logic ....................................................................................... 61

31. Modul Pay Summary .................................................................................... 62

32. Diagram Alir Penelitian ................................................................................ 63

33. Hasil Referensi Kedalaman .......................................................................... 66

34. a) Kondisi Lubang Bor Buruk (b) Kondisi Lubang Bor Baik ...................... 67

35. Hasil Pre-calculation .................................................................................... 69

36. (a) Koreksi Log GR IX-13 (b) Koreksi Log GR IX-A1 ............................... 70

37. Koreksi Log NPHI ........................................................................................ 71

38. Hasil Koreksi Log RHOB ............................................................................. 72

39. Koreksi Log Resistivitas ............................................................................... 73

40. Zona Washout pada sumur IX-13 ................................................................. 74

41. Zona Formasi Sumur Penelitian ................................................................... 77

42. Parameter Picking Formasi Talang Akar Delta IX-13 ................................. 79

43. Parameter Picking Formasi Talang Akar Marin IX-4 .................................. 79

44. Respon Log Litologi Karbonat ..................................................................... 81

45. Respon log litologi batubara dan organic shale ........................................... 82

46. Picket Plot Rw Well IX-A1 .......................................................................... 84

47. Picket Plot Rw Well IX-7 ............................................................................. 85

48. Model Rekonstruksi sumur IX-13 ................................................................ 87

49. Korelasi Multimin.PHIT dan PHIT.Core ..................................................... 88

50. Validasi Log Prediksi Dengan Data Core .................................................... 89

51. Hubungan Klasik Porositas dan Permeabilitas Core .................................... 90

52. Tipe Batuan (Rocktype) Berdasarkan Metode R35 Winland ........................ 90

53. Plot Porositas VS Permeabilitas ................................................................... 91

xviii

xvii

54. Hasil Propagasi Rocktype Metode Neural Network dan Fuzzy logic Metode

R35 Winland .................................................................................................93

55. Hasil Propagasi K dan RTP R35 Winland pada Well IX-7, IX-A1 ..............94

56. Plot silang antara porositas dan permeabilitas berdasarkan Metode HFU/FZI

dan garis korelasi yang mewakili ................................................................ 95

57. Validasi FZI dan RTP Core (a) well IX-A1 (b) IX-7 ................................... 97

58. Hasil Propagasi log FZI/HFU dan RTP Neural Network .............................97

59. Hasil Rocktype dan K Metode HFU Well IX-7 dan IX-A1 ........................98

60. Lithofacies F1 .............................................................................................101

61. Lithofacies F2 .............................................................................................102

62. Lithofacies F3 .............................................................................................102

63. Lithofacies F4 .............................................................................................103

64. Interval Perforasi Berdasarkan Data DST ..................................................107

65. Cut-off Porositas efektif VS Saturasi efektif .............................................108

66. Cut-off Porositas efektif VS Saturasi efektif .............................................108

67. Hasil Analisis Petrofisika sumur IX-13 ......................................................110

68. Hasil Analisis Petrofisika sumur IX-A1 .....................................................111

69. Hasil Analisis Petrofisika sumur IX-4 Zona Fn-58C .................................112

70. Hasil Analisis Petrofisika sumur IX-4 Zona Fn-61B ................................113




74. Distribusi Chart Rock Type ........................................................................117

75. Kurva SMLP well IX-13 .............................................................................119

76. Kurva SMLP well IX-A1 Zona LL-60 .......................................................120

77. Kurva SMLP well IX-8 Zona Fn-62C ........................................................121

78. Kurva SMLP well IX-7 Zona Fn-58C ........................................................122

xix

DAFTAR TABEL

Tabel Halaman

1. Umur Formasi Sub-Cekungan Arjuna ..................................................... 10

2. Batuan Sumber Formasi Talang Akar ..................................................... 15

3. Nilai Resistivitas Batuan (Telford dkk, 1990) ......................................... 23

4. Nilai Properti Mineral Clay ..................................................................... 29

5. Densitas Matriks Dari Berbagai Litologi (after Schlumberger, 1972) .... 35

6. Klasifikasi Nilai Porositas (Harsono, 1997) ............................................ 36

7. Klasifikasi Permeabilitas (Koesoemadinata, 1978). ................................ 42

8. Tipe Pori Berdasarkan Ukuran Radius Pore Throat (Martin, 1997) ....... 43

9. Hasil Inventory Data Penelitian ............................................................... 52

10. Kelengkapan Data Las ............................................................................. 53

11. Jadwal Penelitian Tugas Akhir ................................................................ 64

12. Zona Washout .......................................................................................... 75

13. Data Kedalaman (MD) Zonasi Interval Talang Akar .............................. 76

14. Nilai Kandungan Mineral berdasarkan data XRD LL-4 .......................... 78

15. Hasil Parameter Picking ......................................................................... 80

16. Parameter Special Core Analysis Untuk Rw ........................................... 83

17. Zona Water Bearing ................................................................................ 83

18. Tabulasi hasil Rw pada interval formasi Talang akar .............................. 84

19. Persamaan Porositas Permeabilitas Untuk Generalisasi Interval Non-core

atau reservoir study berdasarkan metode R35 Winland .......................... 92

20. Persamaan Porositas Permeabilitas Untuk Generalisasi Interval Non-core

atau reservoir study berdasarkan metode HFU ....................................... 95

xx

21. Komparasi DST Result dan Flowing Capacity ........................................ 99

22. Data Perforasi Berdasarkan Drill steam Test ........................................... 109

23. Zonasi Top Marker Untuk Perhitungan Pay summary ............................ 111

Reservoir Performance Rank

xxi

BAB I.

PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang

Hidrokarbon terakumulasi dalam sebuah wadah yang dikenal sebagai

reservoar, kondisi reservoar tiap lapangan memiliki sifat fisik (porositas,

pemeabilitas, saturasi) dan karakteristik yang berbeda, bahkan dalam satu sumur

dengan kedalaman berbeda akan menunjukkan sifat fisik yang berbeda-beda,

tergantung pada sejarah pembentukan dan komposisi mineral penyusun tiap

formasi.

Jenis formasi maupun reservoar bergantung pada komposisi mineral

penyusunnya. Jika tidak terdapat penyusun berupa mineral clay (lempung), maka

akan menunjukkan formasi bersih (clean sand), namun sebaliknya jika semakin

banyak kandungan mineral lempung pada suatu reservoar, maka reservoar

tersebut akan dipengaruhi oleh mineral lempung dan formasi tersebut menjadi

shaly-sand (pasir serpihan). Pada Cekungan Jawa Barat Utara, Sub-Cekungan

Arjuna, tepatnya pada Formasi Talang Akar, merupakan salah satu reservoar pasir

serpihan dengan litologi dominan berupa batuan pasir, serpih dan juga batubara

delta, efek kehadiran mineral serpih maupun lempung akan menurunkan

produktifitas hidrokarbon. Sehingga, efek dari kehadiran mineral tersebut harus

diperhitungkan dalam proses analisis petrofisika reservoar pasir serpihan.

Proses interpretasi pada reservoar pasir serpihan memiliki tantangan dan

kesulitan tersendiri, hal ini karena banyaknya keragaman litologi dan kondisi

geologi. Maka, diperlukan metode analisis yang sesuai dan dapat

memperhitungkan efek kehadiran mineral lempung. Menurut Herdiansyah dkk

(2016) kehadiran mineral lempung akan mengakibatkan kesalahan dalam

interpretasi terutama dalam pembacaan resistivitas dan memengaruhi harga

saturasi air. Dalam petrofisika terdapat suatu metode perhitungan properti fisika

batuan (porositas, permeabilitas, saturasi, resistivitas) yang sangat

memperhitungkan efek kehadiran mineral lempung maupun shale. Metode

tersebut adalah multimineral analisis, metode ini sangat bergantung pada jumlah

mineral yang ada dalam suatu reservoar, sehingga efek kehadiran mineral

lempung sangat diperhitungkan dalam perhitungan properti fisika batuan.

Selain itu, karena terdapat keragaman litologi dalam reservoar pasir

serpihan, maka dibutuhkan metode yang dapat mengelompokkan reservoar

berdasarkan kualitas maupun tingkat produktifitasnya yang ditunjukan dengan

kualitas aliran fluida maupun kemampuan menampung fluida hidrokarbon.

Melalui data core dan data log, pengelompokan kualitas reservoar pasir serpihan

dapat dilakukan menggunakan pendekatan petrofisika metode R35 Winland dan

metode HFU (Hydraulic Flow Unit). Kedua metode ini merupakan metode yang

memanfaatkan perhitungan berdasarkan data porositas dan permeabilitas core dan

juga dapat digunakan dalam menghitung nilai permeabilitas melalui proses

generalisasi pada interval kedalaman yang tidak memiliki sampel batuan core.

Sebagai reservoar pasir serpihan (shaly-sand) Formasi Talang Akar perlu

dilakukan pendekatan tipe batuan (rock type), pendekatan ini digunakan dalam

2

mencari hubungan korelasi antara porositas dan permeabilitas serta ukuran pore

throat radius, sehingga dapat diprediksi unit batuan pada daerah penelitian dan

dapat menggambarkan kualitas dari suatu reservoar. Dengan mengetahui kualitas

dari setiap reservoar, maka kemampuan reservoar (reservoir performance) dapat

digambarkan melalui kurva SMLP (Stratigraphic modified Lorenz Plot). Dimana,

penggunaan kurva SMLP (Stratigraphic modified Lorenz Plot) dapat membantu

dalam mengetahui zona-zona reservoar yang layak diproduksi atau tidak

berdasarkan nilai properti fisika batuan (porositas, pemeabilitas, saturasi).

Berdasarkan permasalahan tersebut, maka penulis tertarik untuk

melakukan penelitian ini, diperkuat dengan penelitian yang telah dilakukan oleh

Amaefule dkk, (1993) mengenai metode kompilasi rock type dan Syarif dkk,

(2015) mengenai pengaruh kehadiran mineral lempung dalam suatu reservoar,

penelitian ini amat penting untuk dilakukan, karena dengan adanya penelitian ini

kualitas reservoar pasir serpihan dan tingkat produktifitasnya dapat diketahui

dengan memperhitungkan berbagai aspek properti petrofisika.

1.2 Tujuan Penelitian

Tujuan penelitian tugas akhir yang dilakukan kali ini yakni sebagai

berikut:

1. Menghitung nilai properti petrofisika reservoar pasir serpihan (Vclay, Sw,

porositas, permeabilitas dan Rw) berdasarkan analisis multimineral.

2. Menentukan metode tipe batuan (rock type) yang paling cocok pada 5

sumur penelitian.

3

3. Memprediksi tipe batuan (rock type) dan kualitas dari reservoar pasir

serpihan.

4. Analisis kurva SMLP (Stratigraphic Modified Lorenz Plot) untuk

menentukan performance reservoir.

1.3 Batasan Masalah Penelitian

Penelitian ini dilakukan pada lingkup Sub-Cekungan Arjuna, Formasi

Talang Akar di zona Marin Talang Akar dan Delta Talang Akar menggunakan 5

sumur offshore (IX-13, IX-A1, IX-4, IX-7 dan IX-8). Perhitungan properti

petrofisika berdasarkan metode multimineral analisis, penentuan tipe batuan (rock

type) menggunakan metode R35 Winland dan HFU (hydraulic flow unit).

1.4 Manfaat Penelitian

Kualitas reservoar pasir serpihan (shaly-sand) dapat diprediksi dengan

sangat baik dan hasil analisis petrofisika tipe batuan (rock type) dapat dijadikan

acuan dalam menentukan alokasi produksi dan forecast produksi.

4

BAB II.

TINJAUAN PUSTAKA

2.1 Daerah Penelitian

Daerah penelitian terletak pada Cekungan ONWJ, Sub-Cekungan Arjuna

dengan 5 titik sumur. Adapun letak lapangan penelitian terdapat pada Gambar 1.

Gambar 1. Peta Lokasi Lapangan Penelitian (Laporan Internal PHE ONWJ)

KALIMANTAN

SULAWESISU

MATER

A

J A V A

East AssetWest Asset

KALIMANTAN

SULAWESISU

MATER

A

J A V A

KALIMANTAN

SULAWESISU

MATER

A

J A V A

East AssetWest Asset BRAVO FIELD

Observation field

Compres

sion

Gas

pipeline 5 1

5

30

KM

2.2 Geologi Regional Cekungan Jawa Barat Utara

Regional daerah kerja Pertamina Hulu Energi Offshore North West Java

adalah bagian dari Cekungan Jawa Barat Utara yang relatif stabil, yang

merupakan bagian tepi dari Kontinen Sundaland dan terbentuk akibat aktifitas

rifting pada zaman Eosen. Cekungan Jawa Barat Utara terdiri dari 4 depocenter,

yaitu Sub-Cekungan Arjuna Utara, Tengah, Selatan dan Sub-Cekungan

Jatibarang. Depocenter tersebut diisi secara dominan oleh endapan Tersier

dengan ketebalan di tempat terdalam mencapai lebih dari 5.500 meter. Pada

Penelitian kali ini daerah pengamatan berada pada Sub-Cekungan Arjuna.

2.3 Tektonik Cekungan Jawa Barat Utara

Tatanan tektonik geologi Cekungan lepas pantai Jawa Barat Utara

merupakan salah satu dari sekian banyak cekungan busur belakang atau cekungan

semenanjung yang berkembang di belakang busur vulkanik Jawa. Cekungan

tersebut dibentuk sebagai reaksi tumbukan antara Lempeng Jawa dengan

Lempeng Indo-Australia selama masa Eosen Awal hingga Oligosen. Kemiringan

dari Lempeng Sunda ke arah selatan mungkin sebagai tanggapan atas penunjaman

dari Lempeng samudra di bawah Lempeng Sunda. Zona penunjaman saat ini

berada di bawah Lempeng Indonesia sejajar dengan pesisir selatan Jawa. Terdapat

bukti bahwa zona subduksi terletak di sebelah utara dari pesisir utara Jawa

sekarang selama masa Kretaseus. Zona subduksi, berasosiasi dengan vulkanisme,

nampak telah berpindah ke arah selatan, mencapai posisi saat ini dalam kurun

waktu terakhir. Pergerakan lempeng tektonik telah dikontrol oleh perkembangan

struktur dan sedimentasi dari Cekungan Jawa barat Utara. Trend struktur regional

6

berorientasi barat-timur, sejajar dengan zona penunjaman Jawa, dan merupakan

hasil dari gaya kompresi berarah Utara-Selatan. Gaya tensional utara selatan telah

menghasilkan blok patahan utara-selatan yang jelas. Blok patahan ini menjadi

penyebab atas perkembangan Cekungan Jawa Barat utara yang didalamnya

terdapat beberapa sub-basin serta tinggian batuan dasar. Daerah Offshore North

West Java (ONWJ) PSC terletak di bagian lepas pantai dari cekungan Jawa Barat

Utara yang mana merupakan sebuah cekungan zaman tersier dan berbentuk

asimetris dengan arah barat daya-timur laut yang terletak di sebelah selatan tepian

lempeng benua sunda yang terbentuk sebelum kretaseus akhir. Hal tersebut bisa

dibagi, dari barat ke timur, kedalam Palung Utara Seribu, Cekungan Arjuna,

Graben E-15 dan Cekungan Jatibarang. Hal yang paling penting dari bagian-

bagian tersebut adalah Cekungan Arjuna, yang mengapit akumulasi hidrokarbon

di area kontrak. Cekungan ini, yang dibagi menjadi sub-cekungan bagian utara

(sekitar kedalaman 14000 ft ke batuan dasar) dan bagian selatan (sekitar 18000 ft

ke batuan dasar), berisi suksesi Syn rift-Rift fill berumur Oligosen Bawah sampai

Atas yang pada umumnya terdiri dari deposit non-marine dan kemudian ditindih

oleh suksesi Oligosen Atas sampai Miosen Bawah berupa endapan paralik sampai

sedimen marin. Saat fasa rifting, rotasi blok utama dan peristiwa trunkasi

(pemotongan) menjelaskan dua fasa dari sedimentasi Syn-Rift (ekivalen Jatibarang

dan Formasi Talang Akar Kontinen). Sedimen syn-rift berkisar dari fasies fluvial

yang terangkut secara aksial dan serpih/batubara endapan lakustrin di pusat-pusat

cekungan, hingga batuan klastik berbutir kasar yang tidak matang berasal dari

batuan dasar pada tepian Rift (Rift margin). Aktifitas vulkanisme secara jelas

tercatat dalam fasa pertama dari beberapa fasa tersebut. Pada saat Oligosen paling

7

akhir, aktifitas rifting secara umum telah berhenti dan daerah Arjuna berkembang

menjadi suatu daratan pesisir terbentang mendatar yang ektensif. Juga diendapkan

batuan sedimen delta post rift yang berupa batubara, batulempung delta depan dan

batupasir estuarine (Talang Akar Delta) dengan asal pengendapan pada umumnya

dari arah Utara dan Barat. Dengan menerusnya penurunan lendut (flexural

subsidence) dan muka air laut yang relatif naik pada jaman Miosen, terendapkan

karbonat laut dangkal (Baturaja), serpih, batulanau dan batupasir dekat dengan

pantai (Main-Massive) dan build up karbonat (Parigi dan Pre parigi). Struktur

geologi berdasarkan aktivitas tektonik Cekungan Jawa Barat Utara dan pembagian

Sub-Cekungan dapat dilihat pada Gambar 2.

8

Gambar 2. Peta Struktur Waktu yang Menunjukkan Unsur Tektonik dan Sub-Cekungan Pada Cekungan ONWJ(Noble dkk, 1997)

9

TWT Scale

<0.5

sec 0.5-1.0

1.0-

1.5 1.5-

2.0 2.0-2.5

2.5-

3.0 >3.0

sec

ASRI

SUNDA

YANI-NST

SOUTH

ARJUNA

JATIBARANG

CENTRAL

ARJUNA

CIPUTAT KEPUH

PASIR BUNGUR CIPUNEGARA

Sunda Platform

2.4 Tatanan Stratigrafi

Sedimentasi Tersier dari Cekungan Jawa Barat Utara dapat dipisahkan dalam

dua kelompok utama, yaitu pengisian sedimen yang berhubungan dengan rifting, pada

umumnya didominasi oleh urutan sedimen non marin atau darat, dan yang kedua adalah

pengisian pada saat penurunan cekungan (post rift sag) yang didominasi oleh urutan

sedimentasi marine dan marginal marine. Secara stratigrafi, endapan Tersier di

Cekungan Jawa Barat Utara dapat dibagi menjadi 6 formasi batuan utama, yaitu

Banuwati/Jatibarang, Talang Akar, Baturaja, Main-Massive, PreParigi-Parigi, dan

Cisubuh. Empat diantaranya sudah terbukti sebagai perangkap hidrokarbon yang cukup

efektif, yaitu Formasi Talang Akar, Baturaja, Main-Massive, dan Parigi. Dari empat

formasi tersebut terdapat kurang lebih dua puluh zona reservoar penghasil hidrokarbon

dengan kedalaman berkisar antara 500-2.000 meter di bawah permukaan laut.

Tabel 1. Umur Formasi Sub-Cekungan Arjuna (Laporan Internal PHE ONWJ).

Top Formasi Umur (Ma)

Cisubuh 0

Parigi 5.5

Pre-Parigi 9.9

Main 12

Massive 16

Baturaja 19.5

Marine UTAF 24.8

L1 DUTAF 27

L2 DUTAF 28.5

R4 FUTAF 29

Basal Coal 29.5

LTAF 31

Jatibarang 32.5

Basement 34

10

Uraian di bawah ini memberikan penjelasan mengenai kelima formasi batuan yang

terdapat dalam Sub-Cekungan Arjuna.

a. Formasi Jatibarang/Banuwati:

Merupakan batuan tertua yang diendapkan pada Early-Rift sistem atau fase 1

Syn-Rift, berumur Eosen Tengah hingga Oligosen Awal yang menumpang secara tidak

selaras diatas batuan Pre-Tersier. Formasi Jatibarang merupakan endapan yang tebal

dan didominasi oleh endapan danau dan darat. Umumnya terdiri dari klastik berupa

konglomerat, batu pasir konglomerat, batu pasir fluvial dan serpih. Terdapat juga

batupasir vulkanik, yang berselingan dengan lava basaltik dan andesitik. Sangat

sedikitnya hidrokarbon yang terperangkap pada formasi ini membuktikan bahwa

formasi ini kurang efektif sebagai batuan reservoar.

b. Formasi Talang Akar

Formasi ini pada beberapa tempat terletak tidak selaras diatas formasi

Jatibarang/Banuwati. Formasi ini terbagi menjadi dua anggota. Talang Akar bagian

bawah berumur Oligosen tengah dan diendapkan pada saat fase 2 Syn-Rift. Talang Akar

bagian bawah ini pada umumnya merupakan endapan delta dan di dominasi oleh

endapan batupasir, batuan serpih, juga batubara. Batupasir dari formasi ini secara

ekonomi penting karena ditemukan sebagai reservoar minyak yang utama dibeberapa

lapangan. Dibagian dalam pada sub-cekungan, batuan serpih berkarbon merupakan

batuan induk dimana hidrokarbon terbentuk. Anggota Talang Akar berikutnya adalah

Talang Akar Atas yang berumur Oligosen tengah hingga Miosen awal. Talang Akar

11

bagian atas ini diendapkan pada akhir Syn-rift hingga awal proses Post-Rift Sag. Talang

Akar Marin didominasi oleh marine-shale yang disisipi oleh lapisan tipis batu gamping.

c. Formasi Baturaja

Formasi Baturaja diendapkan pada saat Post-Rift menumpang secara selaras di

atas formasi Talang Akar. Secara keseluruhan mencerminkan dimulainya sistem

transgresif yang berhubungan dengan naiknya muka laut pada jaman Miosen awal.

Formasi ini sebagian besar terdiri dari batu gamping dengan sedikit perselingan

batulempung. Formasi ini berumur Miosen awal, dan diendapkan pada lingkungan laut

dangkal. Pada beberapa tempat yang merupakan paleo-high, formasi ini ditemukan

sebagai batu gamping terumbu dan dibeberapa lapangan dapat menjadi reservoar

minyak yang cukup berarti. Formasi Talang Akar dan Baturaja dapat disebandingkan

dengan Formasi Cibulakan bawah yang berada di bagian selatan Pulau Jawa.

d. Formasi Main-Massive

Formasi Main-Massive secara selaras terletak di atas formasi Baturaja,

merupakan pengisian pada saat penurunan cekungan (Sag basin fills) dan diendapkan

dalam lingkungan laut dangkal pada zaman Miosen tengah. Formasi ini didominasi

oleh batupasir yang mengandung glaukonit dengan perselingan batu lempung dan

sedikit batugamping tipis. Batupasir dalam formasi Main-Massive mempunyai

pelamparan yang sangat luas dan merupakan reservoar minyak yang sangat penting

karena lapangan minyak yang utama di wilayah kerja PHE ONWJ berproduksi dari

12

formasi ini. Formasi Main-Massive dapat di sebandingkan dengan Formasi Cibulakan

atas yang terdapat di bagian lain Pulau Jawa.

f. Formasi Cisubuh

Formasi ini diendapkan pada saat akhir penurunan cekungan (Late Sag Basin

fills) yang terjadi pada jaman Pliosen hingga Pleistosen, merupakan urutan terakhir

dalam stratigrafi Cekungan Jawa Barat Utara dan juga merupakan ciri dari berakhirnya

aktivitas tektonik pada cekungan ini. Formasi Cisubuh dibentuk dan dicirikan oleh batu

lempung abu-abu yang diendapkan dalam lingkungan laut dangkal sampai laguna. Pada

formasi ini kadang-kadang ditemui sisipan batupasir tipis. Meskipun jarang ditemui,

sisipan batupasir tersebut dapat berisi gas dangkal yang dapat dikenali keberadaannya

dari seismik survey, untuk kemudian dipetakan, sehingga dapat dihindari pada saat

pengeboran sumur.

Gambar 3 menunjukkan susunan stratigrafi Sub-Cekungan Arjuna dalam bentuk

kolom stratigrafi.

13

Gambar 3. Kolom Stratigrafi Cekungan Jawa Barat Utara (Herbudiyanto dalam

Geologi Regional PHE ONWJ Versi II, 2016).

2.5 Petroleum System Cekungan Jawa Barat Utara

Sistem minyak dan gas pada Cekungan Jawa Barat Utara terdiri dari beberapa

uraian berikut:

a. Batuan Induk (source rock)

Batuan sumber Talang Akar bagian atas Formasi Talang Akar terdiri dari

litologi batupasir, batu serpih, batubara dan batu gamping. Pada Cekungan Jawa Barat

Utara terdapat tiga tipe utama batuan induk, yaitu lacustrine shale (Oil Prone), fluvio

14

deltaic coals, fluvio deltaic shales (Oil and Gas Prone) dan marine claystone (bacterial

gas).

Tabel 2. Batuan Sumber Formasi Talang Akar (Laporan Internal PHE ONWJ)

TAF Source Rock Facies Kandungan TOC

(%)

Kandungan Hidrogen

Index (mg/g)

Oil-prone coal 65 400

Gas-prone coal 65 200

Oil-prone shale 3 350

Gas-prone shale 2 150

b. Reservoar (Reservoir)

Semua formasi dari Jatibarang hingga Parigi dan Talang Akar merupakan

interval dengan sifat fisik reservoar yang baik, banyak lapangan mempunyai daerah

timbunan cadangan yang terlipat. Dimana, litologi formasi beragam bergantung pada

komposisi mineral batuan, pada Formasi Talang Akar tipe formasi merupakan jenis

shaly-sand.

c. Jenis Jebakan (Trap)

Jenis jebakan hidrokarbon pada semua petroleum system di Jawa Barat Utara

hampir sama, hal ini disebabkan evolusi tektonik dari semua cekungan sedimen

sepanjang batas Selatan dari Kraton Sunda, tipe struktur geologi dan mekanisme

jebakan yang hampir sama. Perangkap hidrokarbon di Cekungan Jawa Barat didominasi

oleh perangkap struktural yang berupa lipatan antiklin yang umumnya terjadi akibat

tektonik selama Miosen hingga Pliosen. Beberapa antiklin terpotong oleh sesar yang

memiliki orientasi Utara-Selatan. Arah orientasi ini diinterpretasikan sebagai hasil

15

aktivitas tektonik pre-tersier yang mengontrol pembentukan cekungan-cekungan di

Paparan Sunda. Sedangkan struktur muda yang berumur Pliosen memiliki arah barat

laut tenggara memiliki peranan dalam pembentukan jebakan hidrokarbon pada endapan

Parigi. Antiklin yang terpotong oleh sesar lebih banyak membentuk three way dip-

closure, yang memungkinkan hidrokarbon terperangkap oleh sesar. Jebakan struktural

lainnya berupa horst, yang mengangkat blok sesar bagian tengah. Sesar-sesar yang ada

di Cekungan Jawa Barat relatif intensif membentuk jebakan struktural. Jebakan

stratigrafi umumnya terdapat pada Formasi Talang Akar yang didominasi oleh endapan

fluvial-deltaik yang membentuk perselingan antara batu pasir dan serpih. Endapan

synrift selama Formasi Talangakar diendapkan yang bersifat membaji memberikan

potensi adanya pemerangkapan hidrokarbon secara stratigrafi di Cekungan Jawa.

d. Jalur Migrasi

Migrasi hidrokarbon terbagi menjadi dua, yaitu migrasi primer dan sekunder,

migrasi primer adalah perpindahan hidrokarbon dari batuan induk kemudian masuk ke

dalam reservoar melalui lapisan penyalur (Noble, 1997). Migrasi sekunder dapat

dianggap sebagai pergerakan fluida dalam batuan penyalur menuju trap. Jalur migrasi

hidrokarbon pada Sub-Cekungan Arjuna ditunjukan pada Gambar 4.

16

Gambar 4. Jalur Migrasi Sub-Cekungan Arjuna (Noble dkk, 1997).

e. Lapisan Penutup (Caps Rock)

Lapisan penutup atau tudung merupakan lapisan impermeable yang dapat

menghambat atau menghentikan jalannya hidrokarbon. Litologi yang sangat baik

sebagai lapisan penutup ialah batu lempung dan batuan evaporit.

17

LEGEND

CENTRAL N. W. JAVA Petroleum Systems

Basement 8500 ft

Mature source Rock

O & G to field

Migration Pathways

0 15 20

KM

18

BAB III.

TEORI DASAR

3.1 Metode Well Logging

3.1.1 Konsep Dasar Well Logging

Logging merupakan metode pengukuran besaran-besaran fisik batuan

terhadap kedalaman lubang bor. Sesuai dengan tujuan logging yaitu menentukan

besaran-besaran fisik batuan maka dasar dari logging itu sendiri adalah sifat-sifat

fisik atau petrofisik dari batuan (Harsono, 1997). Pada prinsipnya alat di

masukkan kedalam sumur dan dicatat sifat fisik pada daerah di kedalaman

tertentu. Pencatatan dilakukan dengan kedalamannya, waktu, jarak kemudian di

plot kedalam suatu log yang mempunyai skala tertentu dan direkam dalam bentuk

digital.

Gambar 5. Pengukuran Wireline Logging Sumur Eksplorasi (Martono, 2004).

19

Berdasarkan proses kerjanya, logging dibagi menjadi 2 jenis menurut Glover

(2010), yaitu:

1. Logging while drilling (LWD)

Dilakukan pada saat pemboran sumur atau Measurement while drilling

(MWD) yang merupakan directional survey, memakai azimuth untuk sumur yang

berbelok.

2. Log sumur dengan kabel (wireline log), dilakukan setelah operasi pemboran

selesai. Wireline log dapat dilakukan dengan dua cara yaitu:

a. Openhole Logging

Logging yang dilakukan pada sumur/lubang bor yang belum dilakukan

pemasangan casing. Pada umumnya semua jenis log dapat dilakukan pada tahap

ini

b. Casedhole Logging

Logging yang dilakukan pada sumur/ lubang bor yang sudah dilakukan

pemasangan casing. Pada tahap ini hanya log tertentu yang dapat dilakukan

seperti log Gamma Ray, Caliper, NMR, dan CBL.

c. Production Logs

Dilakukan untuk menentukan apakah minyak masih bisa diproduksi atau

tidak dan untuk menentukan kualitas semen.

Secara kualitatif dengan data sifat-sifat fisik tersebut kita dapat

menentukan jenis litologi dan jenis fluida pada formasi yang tertembus sumur.

Sedangkan secara kuantitatif dapat memberikan data-data untuk menentukan

ketebalan, porositas, permeabilitas, kejenuhan fluida, dan densitas hidrokarbon.

20

3.1.2 Perangkat-Perangkat Well Logging

a. Log gamma ray

Prinsip dari log gamma ray (GR) adalah perekaman radioaktivitas alami bumi.

Radioaktivitas GR berasal dari 3 unsur radioaktif yang ada dalam batuan yaitu Uranium

-U, Thorium -Th dan Potasium -K, yang secara kontinu 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 sentilasi. Setiap GR

yang terdeteksi akan menimbulkan pulsa listrik pada detektor. Parameter yang direkam

adalah jumlah dari pulsa yang tercatat per satuan waktu (Harsono, 1997).

Secara khusus Log GR berguna untuk mengetahui lapisan permeabel dan

impermeabel, dapat juga data dari Log GR dibandingkan dengan data didapat dari Log

SP. Secara umum fungsi dari Log GR antara lain evaluasi kandungan serpih Vsh,

menentukan lapisan permeabel dan impermeabel, dengan mengetahui kandungan

radioaktif suatu formasi, evaluasi bijih mineral radioaktif, evaluasi lapisan mineral yang

bukan radioaktif, korelasi log pada sumur berselubung.

Prinsip pengukuran dari log GR memiliki persamaan berikut:

GR = GRmatrix(1- e-Vsh) + GRshale.Vsh + GRfluid. e + GR (1)

Dimana:

: porositas efektif (v/v)

Vsh : volume shale (%)

GRfluid : GR fluida

21

Untuk interpretasi log gamma raya dapat dilihat pada Gambar 6.

Gambar 6. Contoh Interpretasi Lapisan Batuan Dengan Log Gamma ray

(Telford dkk, 1990).

b. Log SP (Spontaneous Potential Log)

Log SP adalah rekaman perbedaan potensial listrik antara elektroda di permukaan

dengan elektroda yang terdapat di lubang bor yang bergerak naik-turun. Supaya SP

dapat berfungsi maka lubang harus diisi oleh lumpur konduktif. SP digunakan untuk :

1. Identifikasi lapisan permeabel dan impermeabel.

22

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

lapisan itu.

3. Menentukan nilai resistivitas air formasi (Rw)

4. Memberikan indikasi kualitatif lapisan serpih.

Gambar 7. Contoh Interpretasi Lapisan Batuan Dengan Log SP (Glover, 2010).

c. Log Resistivitas

Log resistivitas dapat digunakan untuk membedakan lapisan reservoar dan non-

reservoar, identifikasi jenis fluida (air formasi dan hidrokarbon) dan batas kontak

fluidanya, menghitung nilai resistivitas air formasi dan salinitas air formasi. Terdapat

dua macam pengukuran log resistivitas, yaitu Lateral Log yang meliputi Lateral Log

Deep (LLD), Lateral Log Shallow (LLS), Micro Spherically Focused Log (MSFL), dan

Induction Log yang meliputi Induction Log Deep (ILD), Induction Log Shallow (ILS),

Micro Spherically Focused (MFS). Mengacu dari adanya perbedaan zona di sekitar

dinding lubang pemboran, zona terinvasi dapat terindikasi dari rekaman log MSFL atau

SFL. Sedangkan untuk zona transisi dapat terindikasi dari rekaman log LLS atau ILM.

Untuk zona jauh dapat terbaca dari log LLD atau ILD.

23

Gambar 8. Borehole Invasion (Glover, 2010).

Tabel 3. Nilai Resistivitas Batuan (Telford dkk, 1990)

Material Resistivitas (ohmmeter)

Limestones 50-107

Sandstones 1-108

Shales 20-2x103

Dolomite 100-10000

Sands 1-1000

Clay 1-100

sea water 0.2

d. Log Caliper

Log ini digunakan untuk mengukur diameter lubang bor yang sesungguhnya

sehingga dapat merefleksikan lapisan permeabel dan lapisan yang impermeabel. Pada

lapisan yang permeabel diameter lubang bor akan semakin kecil karena terbentukya

kerak lumpur (mud cake) pada dinding lubang bor. Sedangkan pada lapisan yang

24

impermeabel diameter lubang bor akan bertambah besar karena ada dinding yang runtuh

(vug). Interpretasi kualitatif yang dapat dilakukan berdasarkan data log caliper.

Gambar 9. Kurva Log Caliper (Glover, 2010).

e. Log Porositas

Log porositas digunakan untuk mengetahui karakteristik/sifat dari litologi yang

memiliki pori, dengan memanfaatkan sifat-sifat fisika batuan yang didapat dari

sejumlah interaksi fisika di dalam lubang bor. Hasil interaksi dideteksi dan dikirim ke

permukaan barulah porositas dijabarkan. Ada tiga jenis pengukuran porositas yang

umum digunakan di lapangan saat ini adalah Sonik, densitas, dan neutron. Nama-nama

ini berhubungan dengan besaran fisika yang dipakai dimana pengukuran itu dibuat

sehingga istilah-istilah porositas sonik, porositas densitas dan porositas neutron. Penting

untuk diketahui bahwa porositas-porositas ini biasa tidak sama antara satu dengan yang

lain atau tidak bisa mewakili porositas benar.

25

Gambar 10. General Log Matrix (Atlas, 1982).

f. Log Densitas

Log densitas merupakan kurva yang menunjukkan besarnya densitas (bulk

density) dari batuan yang ditembus lubang bor dengan satuan gr/cc. Prinsip dasar dari

log ini adalah menembakkan sinar gamma kedalam formasi, dimana sinar gamma ini

dapat dianggap sebagai partikel yang bergerak dengan kecepatan yang sangat tinggi.

Banyaknya energi sinar gamma yang hilang menunjukkan densitas elektron di dalam

formasi, dimana densitas elektron merupakan indikasi dari densitas formasi. Pada

batuan homogen yang mengandung fluida gas, densitas batuan lebih rendah lagi

daripada yang berisi minyak. Sedangkan yang mengandung batubara, mempunyai

densitas paling rendah diantara jenis batuan yang mengandung fluida.

26

Gambar 11. Respon Log Densitas Terhadap Batuan (Glover, 2010).

Prinsip pengukuran log RHOB memiliki persamaan berikut:

RHOB = matrix(1- e-Vsh) + shale.Vsh + fluid. e + RHOB (2)

Keterangan :

matrix : densitas matriks batuan (g/cc)

fluid : densitas fluida (g/cc)

g. Log Neutron

Menurut Schlumberger (1986), log neutron berguna untuk penentuan besarnya

porositas batuan. Prinsip dasar dari alat ini adalah memancarkan neutron secara terus

menerus dan konstan pada lapisan. Partikel-partikel neutron memancar menembus

formasi dan bertumbukan dengan material-material dari formasi tersebut. Akibatnya

neutron kehilangan energi, besar kecilnya energi yang hilang tergantung dari perbedaan

massa neutron dengan massa material pembentuk batuan/formasi (Doveton, 1986).

27

Hilangnya energi yang paling besar adalah bila neutron bertumbukan dengan suatu atom

yang mempunyai massa yang sama atau hampir sama, seperti halnya atom hidrogen.

Log neutron merespon hydrogen index dalam formasi. Gas mempunyai kandungan

hydrogen index yang lebih rendah dibanding minyak dan air.

Gambar 12. Respon log neutron terhadap batuan (Rider, 2002).

Prinsip pengukuran log NPHI memiliki persamaan berikut:

NPHI = HImatrix(1- e-Vsh) + HIshale.Vsh + HIfluid. e + NPHI (3)

Keterangan :

HImatrix : Hidrogen indeks matriks

HIfluid : Hidrogen indeks fluida

28

3.2 Multimineral Analisis Pada Formasi Pasir Serpihan

Shaly Sand Formation adalah suatu istilah yang digunakan untuk

menunjukkan bahwa suatu formasi tidak hanya mengandung pasir saja, tetapi terdapat

shale pada kandungan pasirnya (Crain, 2012). Pada shaly-sand formation perhitungan

nilai saturasi air yang akan dilakukan cenderung lebih sulit jika dibandingkan dengan

yang dilakukan pada clean formation. Hal ini terjadi karena shale yang hadir dalam

suatu formasi dapat menyebabkan perubahan pembacaan nilai pada saat dilakukan

pengukuran dengan menggunakan logging sehingga perlu dilakukannya koreksi.

Menurut Herdiansyah dkk (2016) kehadiran shale pada suatu reservoar dapat

berdampak pada beberapa hal yaitu, mengurangi porositas efektif, pada umumnya

berkurang banyak, menurunkan nilai permeabilitas, terkadang turun drastis dan

merubah nilai resistivitas yang diprediksi dengan menggunakan persamaan Archie

analisa logging secara kuantitatif dimaksudkan untuk menentukan litologi batuan,

tahanan jenis air formasi (Rw), evaluasi shaliness (Vclay), harga porositas (Φ), saturasi

air (Sw), dan permeabilitas (K). Benda benda padat yang menyusun shale biasanya

terdiri dari:

- clay 50 %

- silica 25 %

- feldspar 10 %

- oksida besi 3 %

- bahan bahan organik 1 %

- bahan bahan lain 1 %

29

Komponen clay ini yang membuat log-log berubah harganya.

Tabel 4. Nilai Properti Mineral Lempung (Clay)

Clay Type CEC meq/g Porositas

(v/v)

Densitas

(g/cc)

Unsur Minor

Montmorillonite 0.8-1.5 0.24 2.45 Ca, Mg, Fe

Illite 0.1-0.4 0.24 2.65 K, Mg, Fe, Ti

Chlorite 0-0.1 0.51 2.8 Mg, Fe

Kaolinite 0.03-0.06 0.36 2.65

Pada formasi shaly sand diasumsikan terdapat 3 komponen penyusun yaitu grain

quartz, porositas fluida dan shale.

Gambar13. Model Reservoar Pasir Serpihan (Laporan internal PHE ONWJ)

Gambar 14. Model Volumetrik Pasir Serpihan (Laporan Internal PHE ONWJ)

30

Pada penelitian ini analisis petrofisika yang dilakukan berdasarkan multimineral

analisis. Aplikasi mineral pada interpretasi data log pertama dilakukan oleh Cannon dan

Quotes pada tahun 1990 yang mana menyatakan bahwa interpretasi log dikombinasi

berdasarkan data log saja atau dikalibrasi dengan data core, multimineral sangat

memperhatikan efek dari kehadiran mineral lempung sehingga dengan menggunakan

analisis multimineral hubungan antara log yang digunakan dengan mineral sangat

bergantung, tahapan dalam multimineral analisis berupa pembuatan model multimineral

berdasarkan data pre-calculation, koreksi lingkungan dan parameter picking, prinsip

dari multimineral analisis adalah melakukan perhitungan balik terhadap data log yang

tersedia melalui suatu persamaan berdasarkan model yang dibentuk.

(4)

Keterangan:

v : Log analisis

P : Parameter kalibrasi

t : data creation

Gambar 15. Ilustrasi Model Interpretasi Multimineral (Kimminau dkk, 1989)

31

3.3 Analisis Batuan Core

Dalam menentukan parameter petrofisika analisis batuan inti sangat umum

digunakan. Pengertian Core adalah sampel atau contoh batuan yang diambil dari bawah

permukaan dengan suatu metode tertentu. Core umumnya diambil pada kedalaman

tertentu yang prospektif oleh perusahaan minyak atau tambang untuk keperluan lebih

lanjut. Data Core merupakan data yang paling baik untuk mengetahui kondisi bawah

permukaan, tapi karena panjangnya terbatas, maka dituntut untuk mengambil data yang

ada secara maksimal (Triwibowo, 2010).

Data yang diambil meliputi jenis batuan, tekstur, struktur sedimen dan sifat fisik

batuan itu sendiri. Selain itu juga dapat mengetahui harga porositas, permeabilitas, dan

saturasi fluida yang terkandung dalan batuan tersebut. Tekstur dan struktur batuan

sedimen dapat menggambarkan sejarah transportasi pengendapan, energi pembentukan

batuan tersebut, genesa, arah arus, mekanisme transportasi dan kecepatan sedimen

tersebut diendapkan. Sehingga dari faktor-faktor tersebut dapat ditentukan fasies

sedimen dan lingkungan pengendapannya.

Core dibagi menjadi 2, yaitu:

a. Conventional core, yaitu Core yang diambil bersamaan dengan proses

pemboran.

b. Sidewall core, yaitu Core yang diambil pada saat melakukan wireline

logging.

32

3.4 Parameter Petrofisika

Proses analisis petrofisika adalah menghasilkan data-data yang diperlukan

untuk proses analisis geologi lebih lanjut.

Data yang dihasilkan dari analisis petrofisika, yaitu seperti penyediaan parameter-

parameter di bawah ini:

a. Evaluasi Shaliness (Vsh)

Pada shale 100% gamma ray log dapat mendeteksi adanya tingkatan

radioaktif alam yang tinggi, sehingga pada tingkatan ini dapat memberikan gambaran

adanya shale, karena shale mengandung radioaktif yang sangat tinggi. Pada formasi

reservoar bersih biasanya mempunyai tingkatan radioaktif rendah atau dapat disebut 0%

shale. Dalam batuan reservoar shaly tingkatan radioaktif tergantung dari kandungan

shale. Ada beberapa cara untuk menentukan adanya kandungan shale (Vsh) secara

kuantitatif, tetapi pada kasus ini yang digunakan adalah Vsh GR (Gamma Ray).

Perhitungan index gamma ray ialah sebagai berikut:

IGR = GR-GRcn (5)

GRsh-GRcn

Keterangan:

IGR : Indeks shale gamma ray

GR : Respon log gamma ray pada lapisan yang ingin dihitung

GRcn : Respon log pada zona yang bebas shale (GRMin)

GRsh : Respon log di zona shale (GRMax)

33

Langkah selanjutnya setelah IGR didapat yakni menghitung volume shale (Vsh), yaitu

memakai hubungan IGR dengan Vsh.

Gambar 16. Pemodelan untuk menghitung Ish (Haryoko, 2003).

b. Penentuan Resistivitas Air Formasi (Rw)

Tahanan jenis air (Rw) merupakan parameter penting dalam menentukan harga

saturasi air (Sw) batuan selama menggunakan log listrik. Metode penentuan Rw pada

penelitian ini menggunakan metode Picket plot.

- Metode Picket Plot

Resistivitas air formasi (Rw) dapat ditentukan berdasarkan metode picket

plot dengan menggunakan kurva silang antara PHIE (porositas efektif) dengan

Rt (resistivitas formasi). Metode ini didasarkan pada formula Archie. Selain

digunakan untuk memerkirakan Sw, metode ini dapat pula digunakan untuk

memerkirakan Rw, yaitu dengan membuat crossplot antara Rt dan porositas

pada kertas log. Titik-titik yang terluar pada crossplot tersebut terletak pada

suatu garis yang disebut Ro line. Semua titik pada garis ini mempunyai Sw =

GR

GR Min

GR Max

34

100% atau Sw = 1. Pada titik potong antara garis Sw = 1 dengan porositas 100%,

maka : Bila a diketahui (harga 1 biasanya untuk limestone dan 0.8 untuk

sandstone), maka besarnya Rw dapat ditentukan.

Nilai resistivitas pada suatu formasi bergantung dari (Chapman, 1976):

1. Salinitas air formasi yang dikandungnya

2. Jumlah air formasi yang ada

3. Struktur geometri dari pori-pori

4. Temperatur

5. Kandungan lempung

c. Penentuan Porositas

Bertujuan untuk mengetahui porositas sebenarnya dari formasi batuan dengan

menggunakan model porositas densitas dan neutron.

- Neutron log

Pembacaan neutron log tidak hanya tergantung pada porositas tetapi juga

litologi dan kandungan fluidanya. Oleh karena itu penentuan porositas harus

mengetahui litologinya. Harga dari porositas neutron (ФN) dapat diketahui

dengan menggunakan persamaan dibawah ini (dalam limestone unit):

ФNlog = (1.02 x ФNlog) + 0.0425 (6)

Dimana:

ФNlog : Porositas yang terbaca pada kurva neutron log

0.0425 : Koreksi terhadap limestone formation.

35

- Densitas Log

Dalam menentukan porositas batuan dipengaruhi juga oleh litologi

kandungan fluida batuan. Porositas dari density log biasanya dinotasikan dengan

ФD yang mempunyai harga sesuai dengan persamaan dibawah ini:

t = ma- b (7)

ma- f

Dimana:

Фt : Porositas densitas total (%)

ρma : Densitas matrik batuan (gr/cc)

ρb : Densitas bulk yang dibaca pada kurva log RHOB (gr/cc)

ρf : Densitas fluida (air) dibaca dari log header (gr/cc)

Tabel 5. Densitas Matriks Dari Berbagai Litologi (after Schlumberger, 1972).

Litologi/mineral Densitas (gr/cc)

Batupasir 2.648

Batugamping 2.710

Dolomit 2.876

Anhidrit 2.977

Garam 2.032

Selain pada data log porositas dapat diketahui pada data petrofisika, ada dua

nilai porositas yang didapat pada analisa petrofisika, yaitu porositas total (PHIT) dan

porositas efektif (PHIE). Porositas total merupakan pembacaan log porositas atas respon

terhadap ruang kosong di antara batuan yang berisi sejumlah air ikat lempung (CBW),

air bebas pada formasi, dan hidrokarbon. Sedangkan porositas efektif merupakan

36

pembacaan log porositas atas respon terhadap ruang kosong di antara batuan yang berisi

air bebas pada formasi, dan hidrokarbon.

Vsh (8)

Keterangan:

PHIT : Porositas total (%)

PHIE : Porositas efektif

Vsh : Volume shale (%)

Tabel 6. Klasifikasi Nilai Porositas (Harsono, 1997)

Porositas Klasifikasi

0 – 5 Dapat diabaikan (negligible)

5-10 Buruk (poor)

10-15 Cukup (fair)

15-20 Baik (good)

20-25 Sangat baik (very good)

<75 Istimewa (excellent)

d. Penentuan Kejenuhan Air (Sw)

Saturasi air (Sw) adalah persentase volume air yang terdapat di dalam pori-pori

batuan reservoar dibandingkan dengan volume total fluida yang mengisi pori-pori

batuan reservoar tersebut. Dimana:

(9)

Keterangan :

Sw : Saturasi air (%)

Sh : Saturasi hidrokarbon (%)

37

Saturasi air berfungsi untuk menentukan zona yang mengandung hidrokarbon pada

reservoar, jika air merupakan satu-satunya fluida yang terkandung dalam pori-pori

batuan, maka nilai Sw = 1, tetapi apabila pori-pori batuan mengandung fluida

hidrokarbon maka nilai Sw < 1. Dalam batuan reservoar minyak umumnya terdapat

lebih dari satu macam fluida, kemungkinan terdapat air, minyak, dan gas yang tersebar

ke seluruh bagian reservoar. Ruang pori-pori batuan reservoar mengandung fluida yang

biasanya terdiri dari air, minyak dan gas. Untuk mengetahui jumlah masing-masing

fluida, maka perlu diketahui saturasi masing-masing fluida tersebut.

(Pada kondisi reservoar bertekanan jenuh) (10)

Berlaku,

(11)

Sehingga volume pori yang terisi hidrokarbon adalah:

(12)

Keterangan :

So : Saturasi minyak (%)


Sg : Saturasi gas (%)

PHIE : Porositas efektif

Terdapat beberapa metode dalam menghitung nilai saturasi fluida diantaranya:

1. Perhitungan nilai saturasi air (Sw) dari log resistivitas berdasarkan hubungan

terhadap porositas dan perbedaan sifat elektrikal batuan.

38

2. Perhitungan nilai saturasi air (Sw) berdasarkan perbandingan data tekanan

kapiler dari laboratorium (SCAL Lab) dengan hasil interpretasi saturasi air (Pc/Sw)

dengan pengaruh jenis batuan, sifat fluida serta ketinggian di atas air

bebas (free water level).

3. Perhitungan saturasi air menggunakan determinasi Dean-Stark dalam perhitungan

volume air pada plug batuan inti yang menggunakan metode oil based mud

(OBM).

Terdapat beberapa kombinasi perhitungan saturasi air berikut adalah metode yang

digunakan dalam penenlitian ini:

- Metode Archie

Pada mulanya Archie berhasilkan membuat 2 hubungan empiris yang

dinamakan indeks resistivitas (RI) dan faktor formasi (F). Persamaan yang pertama

menjelaskan tentang hubungan antara indeks resistivitas (RI) dengan saturasi air (Sw)

dapat dituliskan sebagai berikut (Archie, 1941):

(13)

Persamaan 13 yang dibuat oleh Archie menunjukkan hubungan antara faktor formasi

(F) dengan porositas ( ) yang ditunjukkan pada persamaan di bawah ini (Archie, 1941).

(14)

Dengan menggabungkan persamaan pertama dan keduanya terbentuklah persamaan

yang paling dikenal dengan nama persamaan saturasi air Archie seperti yang terlihat

dibawah ini (Archie, 1941).

39

(15)

Keterangan :

Sw : Saturasi air formasi (%)

Rw : resistivitas air formasi (ohmmeter)

Rt : resistivitas formasi, dibaca dari kurva resistivitas (ohmmeter)

n : eksponen saturasi

m : eksponen sementasi

- Metode Dual Water

Dalam penelitian Dwiyono dan Winardi (2014) Dual water model mengusulkan

bahwa terdapat dua jenis air berbeda yang dapat ditemukan dalam lubang pori suatu

batuan (Clavier dkk, 1984). Air yang berada dekat dengan permukaan butiran disebut

sebagai bound water atau clay water dengan resistivitasnya Rwb. Air ini memiliki sifat

yang salin dimana hal ini ditunjukkan dengan tingginya nilai resistivitas air ini. Adapun

air yang berada jauh dari permukaan suatu butiran disebut far water atau free clay water

dengan resistivitasnya Rwf. Air ini memiliki sifat yang lebih fresh dan dicirikan dengan

sifatnya yang lebih tidak resistif dibandingkan dengan bound water (Clavier dkk, 1984).

Air ini juga memiliki kemampuan untuk berpindah-pindah antar pori dalam batuan.

Model ini mengasumsikan bahwa jumlah bound water secara langsung berkaitan

dengan kandungan shale yang ada pada formasi (Clavier dkk, 1984). Jika volume shale

bertambah, maka porositas yang akan terisi oleh bound water juga akan bertambah

besar. Pada shaly sand yang mengandung hidrokarbon, model ini mengusulkan bahwa

40

bulk volume dari hidrokarbon ialah berdasarkan persamaan saturasi Dual Water

berikut:

Cwe = Cwf(1-Swb) + Cwb.Swb (16)

Swt (17)

Swe (18)

Keterangan :

Cwe : konduktivitas air formasi sebenarnya (S/m)

: porositas (%)

Swb : saturasi water bound

t : saturasi water true

Cw : konduktivitas air (S/m)

n : eksponen saturasi

m : eksponen sementasi

a : faktor turtuosity

Rwe : resistivitas air formasi (ohmmeter)

- Menghitung saturasi air sisa (irreducible saturation)

Menentukan saturasi air sisa. Pada Didalam kenyataan, fluida reservoar tidak

dapat diproduksi semuanya. Hal ini disebabkan adanya saturasi minimum fluida yang

tidak dapat diproduksi lagi atau disebut dengan saturasi air sisa (irreducible

saturation). Saturasi air sisa merupakan saturasi air yang tidak terangkat pada zona

terinvasi. Kandungan air pada suatu sumur terdapat 2 jenis air, yaitu free water dan

41

irreducible water. Air yang terangkat kepermukaan adalah free water, sedangkan air

yang tidak terangkat adalah irreducible water.

Swirr (19)

Keterangan:

Swiir : Saturasi air sisa

Øe : Porositas efektif

Vsh : Volume shale

Terdapat beberapa faktor yang mempengaruhi saturasi fluida reservoar adalah:

1. Ukuran dan distribusi pori-pori batuan.

2. Ketinggian di atas free water level.

3. Adanya perbedaan tekanan kapiler.

e. Penentuan Permeabilitas

Permeabilitas (k) adalah ukuran kemampuan batuan untuk dapat melewati

fluida. Permeabilitas berhubungan dengan porositas yang saling berhubungan dan

butiran matrikas yang besar. Sedimen dengan matriks yang besar dan porositas besar

akan memiliki permeabilitas yang besar pula. Sedangkan batuan dengan matriks dan

porositas kecil akan menyulitkan fluida untuk mengalir yang berarti permeabilitasnya

kecil. Permeabilitas dinyatakan dalam milidarcy (mD) dengan interval 0.1-1000 mD

untuk ukuran produksi. Persamaan permeabilitas timur yakni:

(20)

42

Keterangan :

K : Permeabilitas (mD)

PHIE : Porositas efektif (%)


Tabel 7. Klasifikasi Permeabilitas (Koesoemadinata, 1978).

Kualitas Nilai Permeabilitas (mD)

Sangat buruk <1

Buruk 1-50

Sedang 50-200

Baik 200-500

Sangat baik >500

3.5 Metode Winland dan HFU Untuk Petrophysical Rock Type (Tipe Batuan)

Rock type adalah unit batuan yang terbentuk atau terendapkan pada kondisi yang

serupa serta mengalami proses diagenesa serupa yang menghasilkan hubungan yang

unik dalam hal porositas-permeabilitas serta profil tekanan kapiler (Pc) terhadap saturasi

air (Sw). Pada interval yang tidak memiliki data core pada penelitian dilakukan

propagasi berdasarkan metode Neural network. Dalam analisa data geofisika, sistem ini

mulai diterima secara luas berkat kemampuan Neural Network yang dapat melakukan

pengenalan terhadap suatu pola dengan baik. Neural Network dapat di “training” untuk

memprediksi nilai dari suatu kurva tunggal, data volumetrik (seperti litologi formasi),

dan data-data persentase (seperti persentase tipe batuan grainstone, packstone,

wackstone, dan mudstone) (Saputro dkk, 2012).

43

3.5.1 Metode R35 Winland

Salah satu metode yang umum dipakai dalam pembagian rock type adalah

menggunakan persamaan Winland yang memformulasikan hubungan antara porositas,

permeabilitas, pore throat radius batuan (R35) terhadap profil tekanan kapiler (Pc)

injeksi merkuri. Berdasarkan persamaan ini maka satu kisaran nilai R35 akan mewakili

satu unit rock type tertentu (Syarif, 2015).

Metode ini menggunakan beberapa parameter petrofisika seperti porositas,

permeabilitas dan tekanan kapiler pada radius pori R35 dimana pengukuran dilakukan

pada saat saturasi terukur sebesar 35%:

(21)

Keterangan :

R35 : Koefisien pada saat mercury saturation 35%

K : Permeabilitas (mD)

: porositas (%) (Shabaninejad, 2011)

Tabel 8. Tipe Pori Berdasarkan Ukuran Radius Pore Throat (Martin, 1997)

Tipe Pori Radius Pore Throat (mikron)

Megaporous >10

Macroporous 2.5-10

Mesoporous 0.5-2.5

Microporous 0.2-0.5

Nanoporous <0.2

44

Gambar 17. Model Empiris Distribusi Pore Throat Berdasarkan metode Winland

(Martin, 1997)

3.5.2 Metode HFU (hydraulic flow unit)

Konsep yang biasa digunakan oleh ahli teknik reservoar dan ahli geologi untuk

mengelompokkan dan menganalisis petrophysical rock type adalah konsep flow unit

atau hydraulic flow unit yang diperkenalkan oleh Ebanks (1987) dalam Buraq dkk

(2013) dengan definisi suatu bagian dari reservoar yang dapat dipetakan dan memiliki

45

sifat-sifat geologi dan petrofisik yang konsisten dan berbeda dari bagian reservoar yang

lain dalam mengontrol aliran fluida. Dalam konsep flow unit, batuan reservoar dan non

reservoar dapat dikelompokkan dalam flow unit yang sama jika memiliki kombinasi

hubungan porositas dan permeabilitas yang sama, atau dengan kata lain sama dengan

rock type. Flow unit atau hydraulic flow unit diyakini sebagai produk dari properti

geologi yang mengontrol aliran fluida, yang sangat berhubungan dengan distribusi

fasies dan diagenesis. Parameter yang mempengaruhi aliran fluida dalam pori batuan

adalah geometri pore throat yang dikontrol oleh mineralogi (jenis dan kelimpahan) dan

tekstur (ukuran butir, bentuk butir, dan sortasi). Kombinasi yang berbeda-beda dari hal-

hal tersebut dapat menghasilkan klasifikasi flow unit atau rock type yang berbeda

(Chiceng, 2012). Amaefule dkk, (1993) memperkenalkan konsep reservoir quality

index (RQI) dan flow zone indicator (FZI). Dimana, RQI dan FZI adalah:

(22)

(23)

Keterangan :

k : permeabilitas (mD)

Ø : porositas (%),

RQI/FZI : dalam satuan mikron

Øz : normalized porosity (tanpa unit)

Persamaan Normalized porosity didefinisikan sebagai berikut:

(24)

46

FZI dari sampel batuan inti yang tergolong ke dalam satu rock type akan memiliki nilai

yang tidak jauh berbeda. Untuk membagi nilai-nilai FZI ke dalam satu rock type yang

sama dilakukan konversi nilai FZI ke dalam bentuk discrete rock type (DRT) yang

diformulasikan sebagai:

(25)

Konsep RQI dan FZI didasarkan pada asumsi bahwa pore throat size adalah

faktor yang mengontrol karakter petrofisik reservoar khususnya permeabilitas dan profil

tekanan kapiler.

3.6 Metode SMLP (Stratigraphic Modified Lorenz Plot)

Dengan adanya data rocktype dan hydraulic flow unit dari sebuah sumur maka

dapat dilakukan modifikasi performa suatu sumur dengan membuat grafik hubungan

antara HCPV (hydrocarbon pore volume, flowing capacity dan total storage capacity)

terhadap kedalaman (Gunter dkk, 1997). Metode ini merupakan suatu tahap dalam

advanced petrophysic karena dapat menggambarkan performa dari tiap reservoar.

Persamaan untuk ketiga parameter tersebut yakni:

e) (26)

(27)

(28)

Keterangan :

HCPV : Hydrocarbon pore volume (tanpa unit)

47

PHIH : Porositas horizontal (Total storage)

KH : permeabilitas horizontal (mD)

3.7 Cut-off dan net-pay

Cut off adalah nilai yang ditetapkan sebagai ambang batas suatu parameter

dalam analisis petrofisika. Sedangkan net pay adalah suatu hasil yang didapatkan

setelah parameter tersebut dibatasi oleh nilai cut off. Parameter yang dimaksud di sini

adalah parameter porositas, Vclay dan saturasi air. Ketiga parameter inilah yang

biasanya digunakan untuk menentukan ambang batas suatu formasi batuan. Net pay

terbagi menjadi dua, yaitu reservoar summary dan pay summary. Nilai reservoar

summary adalah hasil yang didapatkan setelah dibatasi oleh parameter porositas dan

Vclay. Sedangkan pay summary adalah hasil yang didapatkan setelah dibatasi oleh

ketiga parameter tersebut, yaitu porositas, Vclay, dan juga saturasi air. Pada struktur

pengerjaan penentuan cut off dan ini menggunakan metode crossplot antara porositas

efektif dengan Vclay dan crossplot antara porositas efektif dengan saturasi air. Dari

kedua crossplot inilah dapat dilihat persebaran datanya dan dapat ditarik suatu ambang

batas dari ketiga parameter tersebut yang akan dijadikan nilai cut off. Setelah nilai

tersebut didapatkan, maka dapat diaplikasikan untuk perhitungan net pay.

47

BAB IV.

METODOLOGI PENELITIAN

4.1 Waktu Penelitian Tugas Akhir

Penelitian ini dilakukan di PT. PHE ONWJ pada tanggal 20 Januari

2017-19 Maret 2017 di Departemen Subsurface Divisi Petrofisika Lt. 9,

Jakarta Selatan. Lalu, dilanjutkan di Jurusan Teknik Geofisika Universitas

Lampung s/d Ujian Komprehensif.

4.2 Perangkat Lunak

Dalam penelitian ini menggunakan beberapa perangkat lunak

pendukung yaitu:

1. Paradigm Geolog7

Perangkat ini digunakan untuk melakukan quality control data log

hingga memperoleh nilai lumping pay summary. Didalam perangkat ini

tersedia beberapa modul yang dapat digunakan dalam analisis rock type.

Adapun modul tersebut adalah modul multimin, modul petrophysics dan

modul facimage. Berbagai modul pada perangkat Geolog memiliki fungsi

tersendiri yang dapat membantu dalam analisis petrofisika.

49

2. Microsoft Excel dan Microsoft Word.

Ms. Excel Digunakan dalam perhitungan dan pembuatan grafik

dalam proses lumping maupun analisis rock typing dan perhitungan berbagai

komponen performance reservoir baik rock type maupun grafik SMLP

(Stratigraphic Modified Lorenz Plot). Sedangkan Ms. Word digunakan untuk

pembuatan laporan penelitian.

3. Kalkulator Petrophysics

Digunakan untuk melakukan perhitungan dan konversi parameter

yang dibutuhkan pada saat proses.

4.3 Data Penelitian

Penelitian ini menggunakan beberapa data sebagai berikut:

1. Data Las Digital

Merupakan data wireline logging dari 5 sumur di area Sub-

Cekungan Arjuna yakni data sumur IX-13, IX-A1, IX-4, IX-7 dan IX-8.

2. Data Mud Log

Data mud log merupakan data pengukuran laboratorium yang

berisi analisis hidrokarbon pada suatu sumur, data ini tersedia untuk ke-

5 sumur

3. Data completion log dan well header

Data completion log adalah kurva log hasil pengukuran beserta

informasi formasi geologi pada suatu sumur, sedangkan data well

50

header berisi informasi pengukuran mulai dari data koordinat hingga

informasi total kedalaman logging, data ini tersedia untuk ke-5 sumur.

4. Data Analisis Core

Data ini terdiri dari data routine core dan special core

pengukuran secara konvensional maupun sidewall. Data routine core

tersedia untuk 5 sumur sedangkan data special core hanya ada pada

sumur IX-A1 dan IX-8.

5. Data Petrografi, XRD dan Sedimentologi.

Data-data ini merupakan hasil analisis laboratorium yang

digunakan dalam analisis multimineral dan deskripsi tipe batuan (rock

type).

6. Data Marker Geologi

Data marker geologi berisi informasi batas formasi berdasarkan

kedalaman sumur mulai dari start depth hingga bottom depth.

7. Data DST (Drill steam test)

Merupakan data informasi produksi dan zona interval perforasi,

yang juga digunakan dalam validasi keberadaan zona hidrokarbon

berdasarkan oil rate dan gas rate.

51

4.4 Tahap Pengolahan Data

4.4.1 Tahap Pengolahan Awal

4.4.1.1 Inventory Data

Awal dari proses penelitian ini adalah melakukan proses inventory data

yakni kegiatan menginventarisasi data yang telah diberikan dalam bentuk tabulasi,

tahap ini dilakukan agar memudahkan penulis dalam proses pencarian data jika

sewaktu-waktu dibutuhkan serta dapat memahami dengan baik data-data yang

tersedia dan layak untuk digunakan dalam penelitian Tugas Akhir kali ini. Pada

Tabel 9 berikut akan ditampilkan hasil inventory data penelitian.

32

Tabel 9. Hasil Inventory Data Penelitian

No. Well Name Vert /

Directional

Well

Classification Well Status Formation at TD

Mud

Log

Comp.

Log

Digital

Log

(LAS)

Well

Survey

1 IX-A1 Vertical Development Oil Producer Basement V V V

2 IX-4 Vertical Development Temporarily Suspended Oil METAMORPHIC

BASEMENT V V V

3 IX-7 Vertical Development Temporarily P & A oil Well BASEMENT V V V

4 IX-8

Deviated Development Temporarily Plugged Oil

And Gas Well BASEMENT V V V V

5 IX-13

Deviated Exploratory Temp. Suspended O & G

Well METAMORPHIC

SCHIST V V V V

Well

Name

Core Analysis

XRD CCAL SWC Photograph DST Petrography

HC

Fluid Analysis

SCAL RCAL SCAL RCAL

IX-A1 V V V V V V

IX-4 V V V V V

IX-7 V V V V V V

IX-8 V V V V V V V

IX-13 V V V V

52

32

Sedangkan untuk kelengkapan data Las dapat dilihat pada Tabel 10.

Tabel 10. Kelengkapan Data Las

No Well

Name Cal GR

Resistivity (Ohmmeter) RHOB NPHI DRHO/PEF

SN ILD ILS MSFL

1 IX-A1 V V V V V V V V

2 IX-4 V V V V V V V V V/V

3 IX-7 V V V V V V V V V/V

4 IX-8 V V V V V V V V/V

5 IX-13 V V V V V V V V/V

4.4.1.2 Loading Data

Merupakan proses memasukkan data-data kedalam perangkat Paradigm

Geolog7, data-data awal yang dimasukkan berupa data well header, wireline

log/.Las, modul Environment, data core, data marker (TOPS_ITT). Proses

memasukkan data dilakukan dengan cara import dan juga drag ke laman

perangkat well di Geolog7.

Gambar 18. Tampilan Loading Data

Hasil input data

53

33

4.4.1.3 Persiapan Data (Data Preparation)

Dalam tahap ini dilakukan 4 proses yaitu membuat referensi, badhole

flag, pre-calculation dan koreksi lingkungan. Tahap ini dilakukan secara beruntut

sekaligus menjadi tahap QC data penelitian.

a. Depth Reference (Referensi Kedalaman)

Pentingnya melakukan tahap pembuatan referensi adalah untuk

penentuan kedalaman pengukuran berdasarkan pengukuran MD, TVD

maupun TVDSS. Ketiga jenis pengukuran dipengaruhi oleh nilai KB (Kelly

Burshing) dan juga jenis sumur yang digunakan ada jenis sumur vertikal dan

juga sumur miring (directional), sehingga hal ini akan berpengaruh pada

referensi yang digunakan saat melakukan perhitungan.

Gambar 19. Input Referensi Untuk Sumur Vertikal

Referensi pada sumur vertikal

54

32

Gambar 20. Masukkan Referensi Untuk Sumur Deviasi

b. Badhole flag

Merupakan tahap untuk melihat kondisi lubang bor saat dilakukan

pengukuran, tahap yang diperlukan adalah membuat turunan nilai log caliper

(caliper derivatif) dan melakukan set badhole flag berdasarkan informasi

bitsize dan log caliper.

Gambar 21. Modul Caliper Derivatif

Referensi pada sumur directional

Input/output

perhitungan

caliper

derivatif

55

32

Gambar 22. Modul Badhole Computation

c. Pre-calculation

Tahap ini sangat penting dilakukan karena dengan melakukannya

maka nilai tekanan, temperatur maupun mud properties formasi dapat

diketahui. Perhitungan ini dilakukan berdasarkan prinsip perhitungan gradient

tekanan dan gradient temperatur yang diinterpolasi. Pada penelitian ini penulis

menggunakan modul envi Run.no.

Gambar 23. Modul Pre-calculation

56

33

d. Koreksi Lingkungan

Koreksi lingkungan dilakukan terhadap data log yang rentan pada

kondisi lingkungan lubang bor, koreksi ini perlu dilakukan karena kondisi

lubang bor tiap formasi berbeda-beda, fase pengambilan data berbeda-beda

dan juga jenis perangkat log yang berbeda antara jenis satu dengan yang

lainnya. Koreksi pada penelitian ini dilakukan berdasarkan prinsip

perhitungan Schlumberger Chart. Data log yang dilakukan koreksi adalah

log GR, NPHI, RHOB, dan log Resistivitas.

Gambar 24. Modul Koreksi Log GR

57

34

Gambar 25. Modul Koreksi Log NPHI

Gambar 26. Modul Koreksi RHOB

Density FDC

Density LDT

58

48

Gambar 27. Modul Koreksi Log Resistivitas

4.4.2 Tahap Pengolahan Lanjutan

Tahap pengolahan lanjutan dilakukan untuk melakukan zonasi,

parameter picking, multimin model, multimin analisis, reservoar cut-off, rock

typing berdasarkan tipe kurva litologi. Perhitungan parameter petofisika pada

penelitian ini dilakukan berdasarkan multimineral analisis dari proses parameter

picking dan analisis XRD-SEM.

4.4.2.1 Zonasi dan Parameter Picking

Zonasi dilakukan berdasarkan data geologi marker sedangkan

parameter picking dilakukan dengan membuat digram ternary untuk

menghitung nilai dry clay di tiap sumur. Pada prinsipnya perhitungan pada

parameter picking menggunakan persamaan 29 dan 30.

RHOBdryclay (29)

NPHIdryclay (30)

59

49

Sebelum memperoleh nilai parameter wetclay nilai parameter RHOB

dryclay perlu dihitung berdasarkan nilai XRD sumur IX-4 menggunakan

persamaan 31

dryclay = illite.Villite + kaolinite.Vkaolinite (31)

4.4.2.2 Multimineral Analisis

Tahap perhitungan parameter petrofisika berdasarkan tahap awal

pengolahan, data-data yang digunakan dalam analisis ini adalah hasil pre-

calculation, Environmental Corrections dan Parameters Picking. Adapun

modul tahap ini terdapat pada Gambar 28.

Gambar 28. Modul Analisis Parameter Multimineral

60

50

4.4.2.3 Analisis Tipe Batuan (Rock type) R35 Winland dan HFU

Perhitungan nilai log R35 (persamaan 21) pada sumur yang memiliki

nilai porositas dan permeabilitas dan menyebarkan pada plot pore throat

R35 metode Winland kemudian melakukan analisis. Metode HFU juga

dilakukan dengan melakukan perhitungan dengan persamaan 22, 23, 24 dan

25, setelah memperoleh jenis rock type lalu melakukan propagasi rocktype

pada interval yang tidak memiliki analisis lab menggunakan modul

facimage dengan metode neural network dan juga fuzzy logic.

Gambar 29. Modul Facimage Neural Network

Gambar 30. Modul Fuzzy Logic

61

51

4.4.2.4 Perhitungan Komponen Metode SMLP

Dilakukan perhitungan berdasarkan persamaan 26, 27 dan 28 lalu

membuat kurva HCPV, Flow unit dan total storage terhadap kedalaman.

4.4.2.5 Lumping

Dilakukan untuk memperoleh nilai parameter petrofisika

berdasarkan nilai cut-off porositas, volume wetclay dan saturasi yang telah

ditentukan berdasarkan data DST (drill steam test).

Gambar 31. Modul Pay Summary

62

32

4.5 Diagram Alir Penelitian

Adapun diagram alir penelitan tugas akhir kali ini adalah:

Gambar 32. Diagram Alir Penelitian

63

Diagram alir penelitian kali ini dapat dilihat pada Gambar 32.

33

4.6 Jadwal Penelitian

Penelitian Tugas akhir yang dilakukan kali ini memiliki jadwal sesuai

Tabel 11 berikut:

Tabel 11. Jadwal Penelitian Tugas Akhir

No Kegiatan

Waktu (Minggu ke-)

Januari Februari Maret April

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

1 Studi literatur dan persiapan data penelitian

2 Loading data, QC dan data preparation

3 Zonasi, parameter picking dan Picking litologi

4 Pembuatan model multimin dan Analisis

multimineral

5 Pembuatan model rock type dan analisis

6 Analisis cut-off dan lumping

7 Analisis Reservoir Performance

Dan penyusunan Laporan skripsi

8 Bimbingan dan Seminar Usul

10 Revisi dan Bimbingan Hasil

11 Seminar Hasil

12 Fixasi dan Sidang Komprehensif

64

34

BAB VI.

KESIMPULAN DAN SARAN

6.1 Kesimpulan

Adapun kesimpulan dari penelitian ini adalah sebagai berikut:

1. Dari 5 sumur yang dilakukan analisis ditemukan 8 zona

hidrokarbon, 6 diantaranya tervalidasi oleh data DST (Drill Steam

Test).

2. Metode tipe batuan (rock type) yang digunakan pada penelitian ini

adalah metode HFU (Hydraulic Flow Unit), karena koefisien

korelasi antara porositas dan permeabilitas >0,75.

3. Tipe batuan (rocktype) yang paling dominan pada penelitian ini

yaitu rocktype 12 dengan jenis pori yaitu mesopori.

4. Kualitas yang baik dari ke-8 reservoar hidrokarbon ditunjukkan

dengan semakin besarnya laju aliran fluida dan juga kapasitas total

storage. Kurva SMLP menggambarkan keadaan reservoar yang

dapat digunakan untuk penentuan zona perforasi maupun zona

produksi.

80

6.2 Saran

Dibutuhkan data core lainnya seperti data MICP (tekanan kapiler dan

wetting phase saturation) pada interval litologi sandstone agar dapat dihubungkan

dengan jenis rocktype yang diperoleh dan dapat dilakukan validasi menggunakan

persamaan J-function.

124

81

DAFTAR PUSTAKA

Archie, G.E., 1941, The electrical resistivity log as determining some characteristics,

Transactions of the American Institute of Mining, Metallurgical and Petroleum

Engineers 146, 54-62.

Amaefule, J.O., Altunbay, M., Tiab, D., dan Keelan, D.K.,1993, Enchanced Reservoir

Description: Using Core and Log Data to Identify Hydraulic (Flow) Unit and

Predict Permeability in Uncored Interval/well, SPE 26436, Proceeding SPE

Annual Technical and Exhibition in Houston, Texas.

Atlas. B., 1982, Well Logging and Interpretation Techniques, Dresser Industries Inc,

Dresser Atlas Division.

Buraq, A.A., dan Nasser., M.E., 2013, Investigation of Reservoir Flow Unit and

Rock Types of Mishrif Formation in Amara Oil Field and Prediction of

Performance, Iraqi Journal of Science, University of Baghdad, Iraq.

Clavier, C., Coates, G., dan Dumanoir, J., 1984, Theoretical and Experimental Bases

for the Dual-Water Model for Interpretation of Shaly Sand, SPE Journal, v.24,

no.2, p. 153-168.

Chapman, 1976, Petroleum Geology a Concise Study, Amsterdam: Elsevier Scientific

Publishing Company.

Crain, E. R., 2012, Crain Petrophysical Handbook, (www.spec2000.net diakses pada

tanggal 30 januari 2017, informasi yang diambil tentang water saturation).

Cannon, D.E., dan Coates, G.R., 1990, “Applying Mineral Knowledge to Standard

Log Interpretation”, AAPG journal.

Chiceng, X.U., 2012, Rock Classification in Carbonate Reservoirs Based on Static

and Dynamic Petrophysical Properties Estimated from Conventional Well Logs,

Proceeding SPE Annual Technical Exhibition in Houston, Texas.

Doveton, J H., 1986, Log Analysis of Subsurface Geology, John Wiley and Sons Inc,

USA.

82

Dwiyono, IF., dan Winardi Sarju., 2014, Kompilasi Metode Water Saturation

Dalam Evaluasi Formasi, Proceeding Semnas Kebumian Ke-7, Yogyakarta.

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

Ebanks, W. J., 1987, The Flow Unit Concept-An Integrated Approach to Projects

Reservoir Description for Engineering. Am. Assoc. Geol. Annual

Convention.

Glover. P., 2010, “Petrophysics Msc Petroleum Geology”, Departemen Geology

dan Petroleum, University of Aberdeen, UK.

Gunter, G. W., Amoco, EPTG., dan Finneran, J. M., 1997, Early Determination of

Reservoir Flow Units Using an Integrated Petrophysical Method, SPE

38679, Proceeding SPE Annual Technical and Exhibition in Houston,

Texas.

Haryoko, 2003, Dasar Interpretasi Log, Pertamina, Yogyakarta.

Herbudiyanto. S., 2016, Geologi Regional Pertamina Versi 2, PT. PHE ONWJ,

Jakarta.

Harsono. A., 1997, Pengantar Evaluasi Log, Schlumberger Data Services,

Jakarta.

Herdiansyah, F., Abdurrokhim, A., dan Syafri, I., 2016, Bulletin of Scientific

Contribution Low Resistivity Zone Pada Reservoir Batupasir Formasi

Cibulakan Atas Cekungan Jawa Barat Utara, Teknik Geologi

Universitas Padjajaran, Jakarta, Volume 14 No. 1.

Kimminau, S., LaVigne, J., Singer, J., and Wendel, F., 1986, “A Coherent

Framework for Developing and Applying Multiple Formation Evaluation

Models”, AAPG Journal.

Koesoemadinata, R.P. 1978, Geologi Minyak dan Gas Bumi Edisi kedua Jilid 1

dan 2. ITB : Bandung.

Laporan Internal dan PPT PT. PHE ONWJ (2009-2016).

Martin, A.J., Solomon, S.T., Hartmann, D.J., 1997, Characterization of

petrophysics flow units in carbonate reservoirs, AAPG Bulletin, page: 734-

759.

Martono, 2004, Prinsip Pengukuran Logging (Dokumen RecsaLOG), Bandung.

Marett and Kimminau, 1989, Logs, Charts, and Computers: The History of Log

Interpretation Modelling, Laser Symposium.

83

Noble, R. A., 1997, Differentation of oils from the NW Java Basin into three oil

types based on biomarker composition, Proceedings of an International

Conference on Petroleum Systems of SE Asia & Australia: Indonesian

Petroleum Association, p. 585-600.

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

Sutherland, Skotlandia.

Saputro, J., Utama, W., dan Baskaraputra, F., Evaluasi Formasi Dari Estimasi

Permeabilitas Pada Reservoar KarbonatReef Built-Up Menggunakan

Artificial Neural Network Berdasarkan Data Log. Journal Teknik POMITS,

p. 1-5.

Schlumberger, 1972, The Essentials of Log Interpretation Practice, Service

Techniques Schlumberger, France.

Schlumberger., 1986, Log Interpretation Charts, Schlumberger Well Services,

USA.

Syarif, A., Hudiman, A., Amin, MAN., dan Budiarto, ZI., 2015, “Rock Type

Clasification Of Tarakan And Santul Formation, Bunyu Field, Tarakan

Basin”, Jurnal Teknologi Minyak dan Gas Bumi, JTMGB Voume 9 No. 3 P

121-130.

Shabaninejad, M., dan Haghighi, BM., 2011, “Rock Typing and Generalization of

Permeability-Porosity Relationship For an Iranian Carbonate Gas

Reservoir” Society of Petroleum Engineers Paper No. 15089, Annual

International Conference and exhibition.

Telford, W M., Geldart, L.P dan Sheriff R. E., 1990, “Applied Geophysics, Second

edition”, United State of America: Cambridge University Press.

Triwibowo, B., 2010, Cut-off Porositas, Volume Shale, dan Saturasi Air untuk

Perhitungan Netpay Sumur O Lapangan C Cekungan Sumatra Selatan,

UPN, Jurnal Ilmiah MTG, Vol. 3, No. 2, Juli 2010.

Sumber data dan Peta data Penelitian PT. PHE ONWJ.

klasifikasi petrofisika tipe batuan untuk …digilib.unila.ac.id/26686/3/skripsi tanpa bab...

Documents