prak gmb.docx

Upload: viqri-putra

Post on 02-Mar-2016

41 views

Category:

Documents


0 download

TRANSCRIPT

BAB IPENDAHULUAN1.1. Latar Belakang Secara tidak disadari pengetahuan Geologi telah diterapkan sejak zaman prasejarah. Kata geologipertama kali dipergunakan pada tahun 1473 oleh Ricardh de Bury untuk hukum atau ilmu kebumian. Kata Geologi berasal dari kata Yunani, geos berarti bumi dan logos yang berarti ilmu. Jadi Geologi adalahIlmu yang mempelajari material bumi secara menyeluruh, termasuk asal mula, struktur, penyusun kerak bumi, proses - proses yang berlangsung selama dan atau setelah pembentukannya, dan yang sedang berlangsung, hingga menjadikan keadaan bumi seperti saat ini. Ilmu Geologi memiliki beberapa cabang ilmu lain yang lebih spesifik, antara lain :1. MineralogiStudi tentang mineral secara megaskopis dan menentukan nama mineral dari hasil deskripsi (sifat fisik, belahan, goresan, warna, kilap, dll).2. PetrologiStudi tentang batuan, asal mula pembentukannya, klasifikasinya, tempat pembentukan danpengendapannya, serta penyebarannya baik di dalam maupun di luar perut bumi.3. Geologi Struktur (King of Geology)Studi mengenai perubahan bentuk- bentuk kerak bumi yg diakibatkan oleh berbagai macam gaya sehingga menghasilkan struktur geologi berupa lipatan, patahan, kekar, dll.4. Geologi TerapanPenerapan Geologi untuk kepentingan manusia pada bidang tertentu. misal: Geologi Pertambangan, Geologi batubara, Geologi Minyak dan Gas bumi, Hidrogeologi, dsb.5. DllMinyak bumiataupetroleumdijuluki juga sebagaiemas hitam, yaitu cairan yang kental, coklat gelap, atau kehijauan yang mudah terbakar, dan berada di lapisan atas dari beberapa area di kerak bumi. Minyak bumi terdiri dari campuran kompleks dari berbagai hidrokarbon, dimana sebagian besar terdiri dari seri alkana tetapi bervariasi dalam penampilan, komposisi, dan kemurniannya. Minyak bumiadalah salah satusumber daya alam(SDA) yang tidak dapat diperbaruhi. Maka dari itu dalampengambilan minyak bumitidak boleh sembarangan, tidak boleh di eksplor berlebihan. Selain itu juga dalamproses pengeboranuntuk mendapatminyak bumitidak boleh sembarangan, harus sesuai dengan prosedur yang berlaku.

1.2. TujuanAdapun tujuan dilakukannya praktikum ini adalah untuk :a) Mempelajari cara menginterpretasi data seismik dengan meninjau petroleum sistemb) Mempelajari cara menginterpretasi korelasi data sumur dengan data seismik c) Mempelajari tentang data core dan cuttingd) Mempelajari tentang mud logging1.3. Manfaat Adapun manfaat dilaksanakannya praktikum ini adalah agar :a) Memahami cara menginterpretasi data seismik dengan meninjau petroleum sistemb) Memahami cara menginterpretasi korelasi data sumur dengan data seismik c) Memahami tentang data core dan cuttingd) Memahami tentang mud logging

BAB IITINJAUAN PUSTAKA

2.1. Dasar TeoriPada prinsipnya minyakbumi terdapat dalam 2 cara utama, yaitu : Pada permukaan bumi, terutama sebagai rembasan (seepages atau seeps), kadang- kadang juga sebagai suatu danau, sumber atau sebagai pasir yang dijenuhi minyak bumi. Di dalam kerakbumi, sebagai suatu akumulasi, yaitu sebagai penjenuhan batuan yang sebetulnya hanyalah satusatunya cara terdapat yang mempunyaiarti ekonomi. Penjenuhan batuan tersebut, menyebabkan minyakbumi terdapat di dalam rongga-rongga atau pori-pori batuan dan menjenuhi selruh batuan tersebut. Sebagai suatu penjenuhan batuan di dalam kerak bumi, minyak bumi bisa terdapat : Dalam jumlah kecil atau yang disebut juga sebagai tanda-tanda minyak (oil shows) Dalam jumlah akumulasi yang komersiil, yaitu cukup besar untukdapat diproduksi secara umum. Akumulasi komersiil, tergantung sekali pada jumlah pori batuan yang terdapat, besarnya dan caranya pori dapat meloloskan minyak dan juga persentasi cairan yang menjenuhi batuantersebut.Minyak bumi yang terdapat dibawah permukaan selalu mengikuti prinsip Hidrostatistika dan dalam keadaan tertentu juga prinsip hidrodinamika.Berdasarkan gejala cara timbulnya, minyak pada permukaan dapat dibagi dalam 2 jenis, yaitu :1. Yang Masih Aktif, yaitu minyak yang keluar sebagai sumber bersama-sama dengan air, keluar ataupun merembes secara perlahan-lahan untuk kemudian membentuk suatu danau aspal, atau dapat pula keluar secara aktif dari suatu gunung api lumpur (mudvulcano).2. Yang Telah Mati (Tidak Aktif Lagi), merupakan batu pasir yang dijenuhi oleh bitumina, suatu zat semacam aspal, yang merupakan sisa atau residu penguapan fraksi ringan dari suatu minyakbumi ( Koesumadinata, 1980).

Link (1952) memberikan suatu klasifikasi berbagai macam rembasan yang dapat terjadi di suatu daerah, dibedakan menjadi lima jenis utama rembasan yang terjadinya dapat dijelaskan sebagai berikut,1. Rembasan Yang Keluar dari Homoklin, dimana ujungnya telah ter-erosi atau tersingkap, akan tetapi lapisan minyaknya sendiri belum sampai pada permukaan dan biasanya rembesan yang terjadi adalah rembesan kecil.2. Rembasan Minyak Yang Berasosiasi Dengan Lapisan dan Formasi Tempat Minyak Tersebut Terbentuk, dimana biasanya lapisan serpih yang merupakan batuan induk minyak bumi teretakkandan terhancurkan akan membebaskan minyak dalam jumlah kecil.3. Rembasan minyak dan gas yang keluar dari akumulasi minyak yang besra dan teah tersingkap oleh erosi atau reservoirnya telah dihancurkan oleh patahan dan lipatan.4. Minyak yang merembes keluar pada permukaan sepanjang bidang ketidakselarasan.5. Rembasan yang berasosiasi dengan intrusiAdanya rembasan harus diperhatikan dari segi eksplorasi minyak dan gas bumi, karena :a) Rembasan menunjukkan bahwa batuan sedimen didaerah tersebut mampu membentuk minyakbumib) Rembasan mungkin sekali berasosiasi dengan suatu reservoir minyak di bawahnya yang mengalami kebocoran.Secara tektonik, rembasan minyak didapatkan dalam cekungan sedimen dengan struktur yang kandungan minyaknya telah tererosikan atau telah dihancurkan sehingga lapisan minyak tersebut keluar ke permukaan, pada pinggiran cekungan atau juga pada jalur dengan ketidakselarasan sampai ke permukaan. Pengaruh rembasan tehadap cadangan minyak yang bocor, mengakibatkan pengurangan cadangan minyak tersebut.Gunung api lumpur atau mudvolcano adalah setiap extrusi yang dibarengi keluarnya gas dan air secara kuat pada permukaan lempung atau lumpur yang secara morfologi membentuk suatu kerucut yang di atsnya terdapat suatu telaga. Menurut asalnya, gunug api lumpur dapat dibagi 2 macam, yaitu : (Link, 1952)1) Gunung Api Lumpur Jenis Dangkal, yang biasanya berasosiasi dengan minyakbumi dan merupakan kerucut lumpuryang dihasilkan oleh ekstrusi lempung dan sedikit atau banyak klastik.2) Gunung Api Lumpur Jenis Dalam, yang biasanya berasosiasi dengan suatu keadaan geologi yang lapisan sedimennya belum terkompaksikan, mempunyai tekanan tinggi dan mengakibatkan timbulnya diapir dari serpih ataupun penusukan oleh serpih. Menurut Gansser (1960), ada beberapa gejala khas dari gunung api lumpur ini, yaitu :a. Biasanya berasosiasi dengan lapisan sedimen berumur Tersier dan Kapur atasb. Lapisan sedimennya adalah asal lautc. Lapisan pelitik dan pelitik biasanya bervariasid. Selalu beraosiasi dengan gas dan air asine. Lapisan tersebut tertutup oleh endapan yang lebih kompetenf. Terdapat daerah diman sinklin yang luas dipisahkan oleh antiklin yang tajam dan lapisan sedimennya yang klastik yang terdapat lebih dalam telah menusuk ke atas.g. Meningkatnya tekanan, memobilisasikan lempung klastik di dalam inti antiklin dengan air garam, gas dan dibeberapa tempat juga secara kebetulan dengan minyak.h. Kebanyakan titik-titik erupsi terdiri dari kerucuti. Kerucut yang curam maupun landai didapatkan bersama-samaj. Erupsi biasanya terjadi secara periodik, tetapi seringkali secara tidak beraturank. Berbagai fragmen batuan yang sangat besar ataupun kecil yang berasal dari lapisan lebih tua seringkali ikut di-ekstrusikan dengan lumpurl. Secara individual jangka hidup suatu pusat erupsi biasanya sangat pendek m. Jalur diapir gunung api lumpur biasanya berimpitan dengan daerah yang beranomali gravitasi negatif (Gansser, 1960)

Batuan reservoir adalah wadah dibawah permukaan yang mengandung minyak dan gas. Pada hakekatnya batuan dapat bertindak sebagai batuan reservoir asal memiliki kemampuan untuk dapat menyimpan serta melepaskan minyak bumi. Jadi bisa dikatakan, bahwa batuan reservoir harus memiliki prositas dan permeabilitas yang saling berhubungan. Menurut Payne (1942) perbedaan antara porositas dan permeabilitas adalah bahwa porositas menentukan jumlah cairan yang terdapat, sedangkan permeabilitas menentukan jumlah yang dapat diproduksi. Jadi, reservoir merupakan bagian kecil daripada batuan reservoir yang berada dalam keadaan sedemikian sehingga membentuk perangkap.

Porositas suatu medium adalah perbandingan volum rongga-rongga pori terhadap volum total seluruh batuan. Selain itu dikenal juga istilah porositas efektif, yaitu apabila bagian rongga-rongga di dalam batuan berhubungan, sehingga dengan demikian porositas efektif biasanya lebih kecil daripada rongga pori-pori total yang biasanya berkisar 10 sampai 15 persen.

Porositas tentu dapat berkisar dari nol sampai besar sekali . Porositas 5 persen biasanya disebut porositas tipis dan biasanya bersifat non komersiil, kecuali jika dikompensasikan oleh adanya beberapa faktor lain. Secara teoritis, porositas tidak bisa lebih besar dari 47,6 % karena keadaan yang berlaku untuk porositas jenis intergranuler. Besarnya porositas itu ditentukan dengan berbagai cara, yaitu : Di laboratorium, (dengan porosimeter yang didasarkan pada hukum Boyle) Dari log listrik, log sonik, dan log radioakvitas Dari log kecepatan pemboran Dari pemeriksaan dan perkiraan secara mikroskopi Dari hilangnya inti pemboranPenentuan porositas secara visual bersifat semi-kuantitatif dan dipergunakan suatu skala berikut :0 5%, dapat diabaikan (negligible)5 10%, buruk (poor)10 15%, cukup (fair)15 20 %, baik (good)20 25%, sangat baik (very good)>25%, istimewa (excellent)

Pemeriksaan secara mikroskopi untuk jenis porositas dapat pula dilakukan secara kualitatif, antara lain dengan,1. Antar butir / intergranuler (pori-pori didapat diantara butir-butir)2. Antar kristal / interkristalin (pori-pori berada diantara kristal-kristal)3. Celah dan rekah (rongga terdapat diantara celah)4. Bintik-bintik jarum / point-point porosity ( pori-pori merupakan bintik-bintik terpisah tanpa kelohatan bersambungan)5. Ketat /Tight (butir-butir berdekatan secara kompak sehingga pori-pori kecil sekali dan hampir tidak ada porositas)6. Padat / dense (batuan sangat kecil sehingga hampir tidak ada porositas)7. Gerowong / vugular (rongga-rongga besar berdiameter beberapa mili dan kelihatan besar sekali bentuknya dan berporositas besar)8. Bergua-gua / cavernous (rongga-rongga besar sekali seperti gua-gua dan porositas besar)Permeabilitas adalah suatu sifat batuan reservoir untuk dapat meluluskan cairan melalui pori-pori yang berhubungan, tanpa merusak partikel pembentuk atau kerangka batuan tersebut. Permeabilitas biasanya dinyatakan dalam Darcy. Definisi API untuk 1 Darcy adalah suatu medium berpori mempunyai permeabilitas sebesar 1 Darcy, jika cairan berfasa satu dengan kekentalan 1 sentipoise mengalir dengan kecepatan 1cm/sekon melalui penampang seluas 1cm2 pada gradien hidrolik 1 atmosfer (76 mm Hg) per sentimeter dan jika cairan tersebut seluruhnya mengisi medium tersebut seluruhnya. Cara penentuan permeabilitas adalah : Dengan permeameter Dengan penaksiran kehilangan sirkulasi dalam pemboran Dari kecepatan pemboran Berdasarkan test produksi terhadap penurunan tekanan dasar lubangSecara perkiraan di lapangan dapat juga dilakukan pembarian semikuantitatif sbb : Ketat, kurang dari 5 md Cukup, antara 5 sampai 10 md Baik, antara 10 sampai 100 md Baik sekali, antara 100 sampai 1000 mdPermeabilitas tergantung sekali pada ada tidaknya cairan ataupun gas di dalam rongga yang sama ( Koesumadinata, 1980).Perangkap reservoir merupakan merupakan unsur paling penting dalam cara terdapatnya minyak bumi dan gasbumi. Istilah perangkap mengandung arti seolah-olah minyak terjebak atau tersangkut dalam suatu keadaan sehingga tidak bisa lepas lagi. Hal ini disebabkan karena walaupun minyak merupakan suatu fasa tersendiri, namun selalu berada bersama-sama dengan air formasi.Teori potensial. Adanya perbedaan fisik antara minyak dengan air yang tidak saling melarutkan dan terutama juga perbedaan berat jenis kedua zat itu, maka minyak akan selalu naik ke atas dan menurut teori akan mencari tempat dengan potensi paling rendah. Dalam keadaan hidrostatik, maka satu-satunya gaya yang bekerja pada situasi ini adalah gaya berat vertikal. Setiap tetes minyak akan terus mengikuti garis vertikal sampai tetes itu mendapatkan tempat dimana ia tidak dapat kemana-mana lagi, yaitu suatu titik dimana potensialnya paling rendah. Semua bidang potensial itu biasanya horizontal atau tegak lurus pada garis-garis gaya dan makin ke atas letak nilai potensialnya semakin rendah.Di dalam perangkap yang berada dalam keadaan hidrostatik, tetes minyak akan selalu berusaha bergerak vertikal ke atas. Dalam hal perangkap yang lapisan penyekatnya dibentuk karena keadaan struktur maka lapisan ini dapat dilipat ataupun dipatahkan sehingga lapisan reservoir pun ikut dibentuk dari berbagai arah disebabkan karena struktur. Dalam hal perangkap stratigrafi maka pembentukan disebabkan karena sedimentasi, antara lain karena sedimentasi lapisan penyekat itu mengelilingi lapisan reservoir sedemikian rupa sehingga lapisan penyekat tersebut secara otomatis menutupnya dari berbagai macam arah terutama dari arah atas.Perangkap struktur merupakan perangkap yang paling orisinil dan sampai sekaran merupakan perangkap yang sangat penting. Perangkap yang disebabkan pelipatan ini terbentuk oleh beberapa unsur seperti lapisan penyekat dan penutup yang berada diatasnya dan dibentuk sedemikian rupa sehingga minyak tidak bisa lari kemana-mana karena terhalang oleh lapisan penyekat yang melengkung ke arah pinggir sedangkan ke bawah terhalang oleh adanya batas air dan minyak atau bidang ekipotensial. Perangkap Stratigrafi adalah suatu istilah umum untuk perangkap yang terjadi karena berbagai variasi lateraldalam litologi suatu lapisan reservoir atau penghentian dalam kelanjutan penyaluran minyak dalam bumi. Prinsip perangkap stratigrafi adalah bahwa minyak dan gasbumi, terjebak dalam perjalanannya ke atas terhalang dari segala arah terutama dari bagian atas dan pinggir, karena batuan reservoir menghilang atau berubah fasies menjadi batuan lain atau batuan yang karakteristik dari pada reservoir menghilang sehingga merupakan penghalang permeabilitas. Beberapa unsur utama perangkap stratigrafi adalah : Adanya perubahan sifat litologi dengan beberapa sifat reservoir ke satu atau beberapa arah sehingga merupakan penghalang permeabilitas. Adanya lapisan penutup yang menghimpit lapisan reservoir tersebut ke arah atas atau ke pinggir. Kedudukan struktur lapisan reservoir yang sedemikian rupa sehingga dapat menjebak minyak yang naik.Dalam konsepsi ini, diperlukan suatu ciri tertentu untuk mengetahui batuan induk dan cara mengidentifikasinya. Pada umunya batuan induk dibayangkan sebagai batuan serpih berwarna gelap, kaya akan zat organik dan biasanya diendapkan dalam lingkungan marin. Semua batuan sedimen juga mengandung zat organik, terutama dalam bentuk kerogen, walaupun hidrokarbon dan aspal ditemukan pula. Beberapa formasi tertentu sangat kaya akan kerogen sehingga minyak bumi dapat didestilasikan tetapi dengan temperatur tinggi. Formasi tersebut sering disebut oil shale. Selain serpih gamping pun dapat bertindak sebagai batuan induk. Secara umum gamping mengandung lebih sedikit zat organik daripada serpih, tetapi zat organik ini mengandung proporsi hidrokarbon yang lebih tinggi, sedangkan dalam sedimen resen, karbon, dan lempung mengandung jumlah hidrokarbon yang sama.Ada beberapa kriteria dalam mengidentifikasi batuan induk, yaitu :a) TOC (total organic carbon) yaitu persentase berat dari karbon organikdalam suatu contoh batuan. Yang dimaksud karbon organik adalah zat karbon yang berasal dari zat organik dan bukan yang berasal dari karbonat.b) EOM (extractable organic matter) adalah hidrokarbon dan nonhidrokarbon yang dapat dilarutkan atau bitumina.c) CPI (carbon preference index) adalah perbandingan antara volum anggota n-parafin yang bernomor ganjil terhadap yang bernomor genap dari kisaran C21 C37 d) CIR (carbon isotope ratio) e) LOM (level of thermal maturity)

Pada umumnya ada anggapan mengenai waktu pembentukan ini, yaitu Pembentukan segera (early formation) Pembentukan lambat (late formation)Anggapan pemebentukan segera didasarkan pada banyak hal :1) Terdapatnya hidrokarbon dalam sedimen resen (menunjukkan bahwa minyakbumi dapat terbentuk tak lam setelah seimentasi)2) Kenyataan bahwa makin tertimbun sedimen, lempung dan serpih makin padat sehingga makin sulit bagi cairan yang terbentuk didalamnya untuk bermigrasi.Pengertian minyak muda dan matang adalah minyakbumi yang bersifat naften atau aspal yang biasanya dianggap muda (young oil), mengandung lebih banyak senyawa hidrokarbon dengan berat molekul yang tinggi, berat jenis tinggi, perbnadingan atom hidrogen terhadap karbon rendah, dan pada umumnya mengandung lebih banyak senyawa yang mengandung belerang, nitrogen dan oksigen serta kadar bensinnya rendah. Minyak parafin dianggap lebih matang dan merupakan hasil proses pematangan dari minyakbumi naften, dengan pembentukan senyawa hidrokarbon dengan berat molekul dan berat jenis rendah, perbandingan atom hidrogen terhadap karbon rendah dan hanya sedikit mengandung belerang, nitrogen, dan oksigen dan kadar bensin tinggi.Untuk proses pematangan minyak, ada beberapa hipotesa, diantaranya :1) Teori perbandingan karbon ( terjadinya perubahan minyak bumi dengan metamorfisme regional, sebagaimana diperlihatkan perubahan batubara)2) Fraksinasi minyak dalam batuan ( pematangan disebabkan karena fraksinasi minyakbumi dalam serpih lempung / batuan induknya)3) Hubungan berat jenis minyakbumi terhadap umur dan kedalaman (untuk umur yang sama, makin dalam terdapatnya minyakbumi, makin meningkat kadar fraksi ringan dan derajat API-nya)( Koesumadinata, 1980).

BAB IIIMETODOLOGI3.1. Waktu dan Tempat PelaksanaanPraktikum Geologi Minyak Bumi ini dilakukan sebanyak 4 kali yaitu yang pertama kali diadakan pada tanggal 25 April 2014 yang mana membahas tentang interpretasi data seismik dengan meninjau petroleum sistem. Lalu praktikum yang kedua dilaksanakan pada tanggal 2 Mei 2014 yang mana membahas tentang interpretasi data sumur dan korelasi data seismik. Kemudian praktikum yang ketiga dilaksanakan pada tanggal 9 Mei 2014 yang membahas tentang data core dan cutting. Dan praktikum yang terakhir dilaksanakan pada tanggal 16 Mei 2014 yang membahas tentang data mud logging. Serangkaian praktikum ini diadakan pada jam 15.30 selesai bertempat di ruang MP 2.3 Gedung FMIPA, Universitas Brawijaya, Malang, Jawa Timur.

BAB IVPEMBAHASAN4.1. Pertemuan I ( Interpretasi data seismik dengan meninjau petroluem sistem)Pada pertemuan pertama kali ini akan menjelaskan tentang petroleum sistem, dimana petroleum sistem tersebut terdiri dari :a) Source rockBatuan induk merupakan unsur pertama dalam pembentukan hidrokarbon. Source rock merupakan batuan yang memiliki banyak kandungan material organik sisa-sisa hewan dan tumbuhan. Source rock biasanya merupakan batuan berbutir halus, sehingga mampu mengawetkan kandungan material organik yang ada didalamnya. Pada umunya batuan induk dibayangkan sebagai batuan serpih berwarna gelap, kaya akan zat organik dan biasanya diendapkan dalam lingkungan marin. Semua batuan sedimen juga mengandung zat organik, terutama dalam bentuk kerogen, walaupun hidrokarbon dan aspal.b) MigrasiMigrasi merupakan proses perpindahan hidrokarbon yang telah matang dari source rock ke batuan reservoir. Migrasi sendiri dibagi atas dua yaitu primer dan sekunder. Migrasi primer adalah proses perpindahan hidrokarbon yang telah matang dari batuan induk menuju batuan reservoir. Sedangkan migrasi sekunder adalah perpindahan hidrokarbon didalam reservoir menuju tempat terakumulasinya hidrokarbon.c) Batuan reservoirBatuan reservoir merupakan batuan yang memiliki tingkat porositas dan permeabilitas yang baik, sehingga hidrokarbon yang berasal dari batuan induk dapat disimpan, tersalurkan dan terakumulasi dengan baik dalam batuan ini. Biasanya semua jenis batuan dapat menjadi batuan reservoir, asalkan memenuhi persyaratan tersebut, yaitu memiliki tingkat porositas dan permeabilitas yang baik.

d) TrapsTrap atau perangkap merupakan bentukan geometri yang ada dibawah permukaan yang memungkinkan berhentinya pergerakan hidrokarbon dibatuan reservoir, sehingga hidrokarbon yang berada pada batuan reservoir dapat terakumulasi. Traps merupakan salah satu unsur yang paling penting dalam mencari keterdapatan hidrokarbon dibawah permukaan. Traps dapat dibagi menjadi 3 mcam yaitu, perangkap struktural, perangkap stratigrafi, dan perangkap kombinasi.

e) Seal rockSeal rock atau batuan tudung merupakan suatu batuan yang memiliki tingkat porositas dan permeabilitas yang buruk (kedap air) sehingga hidrokarbon yang ada pada batuan resevoir tidak dapat keluar lagi. Biasanya seal rock berada diatas batuan reservoir.

Pada praktikum kali ini, digunakanlah contoh data seismik yang dikorelasikan dengan petroleum sistem seperti dibawah ini, Gambar 4.1. Data seismikPada gambar tersebut, dapat dianalisis bahwa pada bagian nomor 1 (biru) menandakan bahwa daerah tersebut merupakan daerah basement (batuan dasar) yang mana bagian ini bisa dikatakan sebagai source rock. Kemudian untuk identifikasi jebakannya sendiri, dapat dikatakan sebagai jebakan struktural, karena pada data tersebut dapat terlihat bahwa adanya jebakan yang merupakan struktur patahan ( pada garis hitam). Struktur tersebut dapat dikatakan trap karena terdiri dari beberapa patahan (jebakan tidak dapat terjadi apabila hanya terdiri dari satu patahan saja). Kemudian untuk arah migrasi sendiri, bergerak dari arah kiri menuju ke arah kanan dan menuju ke atas yaitu daerah reservoir. Untuk batuan reservoirnya sendiri dapat diidentifikasi sebagai batuan karbonatan karena memiliki pantulan seiemik yang cukup kuat. Batuan reservoir ini ditunjukkan pada nomor 2 ( warna kuning). Dan terakhir untuk cap rock, ditunjukkan oleh gambar nomor 4 (warna merah). Cap rock disini dapat diidentifikasi sebagai batuan beku.4.2. Pertemuan II (interpretasi data sumur dan korelasi data seismik)Pada pertemuan kali ini, masalah yang dibahas hampir masih sama dengan praktkum sebelumnya yaitu, dengan menggunakan data seismik yang berbeda kita harus menginterpretasikan well log dan korelasinya. Disini juga kita harus mencari titik pengebiran yang sekiranya produktif untuk dilakukan pengeboran. Data seismik yang dimaksud adalah sebagai berikut,Gambar 4.2. Data seismik cekungan Jawa BaratDari gambar diatas dapat diidentifikasi bahwa, source rock pada data tersebut terdapat pada bagian atas dari garis warna biru. Hal tersebut didukung oleh kuatnya warna yang ditunjukkan khususnya pada bagian kanan. Kuatnya wana tersebut diakibatkan karena nilai amplitude yang cukup besar. Lalu untuk arah migrasinya, bergerak dari arah kanan ke arah kiri. Untuk jebakan (trap) pada data ini dapat diidentifikasi sebagai jebakan kombinasi. Karena adanya jebakan struktural berupa patahan (garis hitam) dan jebakan stratigrafi pada data tersebut. Untuk batuan reservoirnya sendiri, dapat diidentifikasi sebagai sebgai batuan karbonatan. Hal ini dikarenakan amplitude yang dihasilkan cukup tinggi. Dan untuk cap rock sendiri berada pada bagian atas dari garis berwarna merah, karena amplitude yang didapatkan agak buram (tidak merata). Sementara untuk pengeboran sumur yang dianggap produktif yaitu ditunjukkan pada garis berwarna merah, karena pengeboran dilakukan di daerah akumulasi yang cukup besar dan juga di daerah antiklin. Dari praktikum kali ini dapat diketahui bahwa data seismik tersebut merupakan Cekungan Jawa Barat bagian utara, yang mana Cekungan Jawa Barat Utara telah dikenal sebagaihydrocarbon province. Cekungan ini terletak diantara Paparan Sunda di Utara, Jalur Perlipatan Bogor di Selatan, daerah pengankatan Karimun Jawa di Timur dan Paparan Pulau Seribu di Barat. Cekungan Jawa Barat Utara dipengaruhi oleh sistemblock faultingyang berarah Utara-Selatan. Patahan yang berarah Utara-Selatan membagi cekungan menjadi graben atau beberapasub-basin, yaitu Jatibarang, Pasir Putih, Ciputat, Rangkas Bitung dan beberapa tinggianbasement, seperti Arjawinangun, Cimalaya, Pamanukan, Kandanghaur-Waled, Rengasdengklok, dan Tangerang. Menurut Soejono (1989), berdasarkan stratigrafi dan pola strukturnya, serta letaknya yang berada pada pola busur penunjaman dari waktu ke waktu, ternyata Cekungan Jawa Barat Utara telah mengalami beberapa kali fase sedimentasi dan tektonik sejak Eosen sampai dengan sekarang.

Gambar 4.3. Lokasi Cekungan Jawa Barat UtaraCekungan Jawa Barat Utara terdiri dari beberapa sub-cekungan (Jatibarang, Ciputat, dan Pasir Putih yang masing-masing dipisahkan satu dengan yang lainnya oleh tinggian-tinggian (Pamanukan, Rengasdengklok, Tangerang, dan Arjawigangun). Konfigurasi sub-cekungan dan tinggian-tinggian ini sangat dipengaruhi oleh penyebaran fasies batuan sedimen berumur Tersier baik sebagai batuan induk (Source Rock) maupun sebagai reservoir. Hydrocarbon yang ditemukan di Cekungan Jawa Barat Utara sebagian besar dihasilkan oleh batugampig Formasi Baturaja, Formasi Cibulakan, Formasi Parigi dan Formasi Jatibarang. Ketebalan sedimen berkisar antara 3000m 4000m pada sub-cekungan dan kurang dari 1000m pada tinggian-tinggian.Urutan stratigrafi regional dari yang paling tua berturut-turut:basement, Formasi Jatibarang, Formasi Cibulakan Bawah (Formasi Talang Akar, Formasi Baturaja), Formasi Cibulakan Atas (Massive, Main, Pre-Parigi), Formasi Parigi dan Formasi Cisubuh. Urutan stratigrafinya sebagai berikut:1. Batuan DasarBatuan dasar adalah batuan beku andesitik dan basaltik yang berumur Kapur Tengah sampai Kapur Atas dan batuan Metamorf yang berumur Pra Tersier (Sincalir, et, al, 1995). Lingkungan Pengendapannya merupakan satu permukaan dengan sisa vegetsi tropis yang lapuk.2. Formasi JatibarangSatuan ini merupakan endapanearly synrift, terutama dijumpai dibagian tengah dan Timur dari Cekungan Jawa Barat Utara. Pada bagian Barat cekungan ini kenampakan Formasi Jatibarang tidak banyak (sangat tipis) dijumpai. Formasi ini terdiri dari tuff, breksi, aglomerat, dan konglomerat alas. Formasi ini diendapkan pada fasies fluvial. Umur formasi ini adalah Eosen Akhir sampai Oligosen Awal. Pada beberapa tempat di Formasi ini ditemukan minyak dan gas pada rekahan-rekahan tuff.3. Formasi Talang AkarFormasi ini terendapkan secara tidak selaras diatas Formasi Jatibarang. Litologi penyusunnya pada bagian bawah terdiri dari serpih gampingan dengan sedikit kandungan pasir, batulanau dengan sisipan batupasir terkadang juga dijumpai konglomerat secara lokal. Pada bagian atas disusun oleh batuan karbonat. Formasi ini terbentuk pada lingkungan delta sampai laut yang merupakan hasil dari fase transgresi kedua pada Neogen. Adapun pembentuk formasi ini terjadi dari kala Oligosen sampai dengan Miosen Awal. Pada formasi ini juga dijumpai lapisan batubara yang kemungkinan terbentuk pada lingkungan delta. Batubara dan serpih tersebut merupakan batuan induk (source rock) untuk hidrokarbon. Ketebalan formasi ini berkisar antara 50 300m.4. Formasi BaturajaFormasi ini terendapkan secara selaras diatas Formasi Talang Akar. Adapun litologi penyusunnya berupa batugamping terumbu dengan penyebaran tidak merata. Pada bagian bawah tersusun oleh batuagamping massif yang semakin ke atas semakin berpori. Selain itu juga ditemukan dolomit, interklasi serpih glaukonitan, napal, rijang, dan batubara. Formasi ini terbentuk pada kala Miosen Awal Miosen Tengah (terutama asosiasi foraminifera). Lingkungan pembentukan formasi ini adalah pada kondisi laut dangkal, air cukup jernih, sinar matahari (terutama dari melimpahnya foraminiferaSpriroclypeus sp.) ketebalan formasi ini berkisar pada 50m.5. Formasi Cibulakan AtasFormasi ini terdiri dari perselingan antara serpih dengan batupasir dan batugaming. Batugamping pada satuan ini umumnya merupakan batugaming klastik serta batugamping termbu yang berkembang secara setempat-setempat. Batugamping ini dikenali sebagaiMid Main Carbonate(MMC). Formasi ini diendapkan pada kala Miosen Awal Miosen Akhir.Formasi ini terbagi menjadi 3 anggota formasi, yaituMassive, Main,danPre-Parigisebai berikut :Massive UnitSatuan ini terendapkan secara tidak selaras diatas Formasi Baturaja. Litologi penyusun satuan ini adalah perselingan antara batulempung dengan batupasir yang mempunyai ukuran butir halus-sedang. Pada formasi ini dijumpai kandungan hidrokarbon, terutama pada bagian atas. Selain itu, terdapat fosil foraminifera planktonik sepertiGlobigerina trilobus, foraminifera bentonik sepertiAmphistegina.Main UnitSatuan ini terendapkan secara selaras diatasMassive Uinit. Litologi penyusunnya adalah batulempung berselingan dengan batupasir yang mempunyai ukuran butir pasir halus-sedang (bersifat glaukonitan). Pada awal pembentukannya, berkembang betugampin dan terdapat lapisan tips betupasir yang pada bagian ini dibedakan denganMain Unititu sendiri, sehingga disebut sebagaiMid Main Carbonate.Pre-Parigi UnitSatuan ini terendapkan secara selaras diatasMain Unit. Adapun litologi penyusunnya adalah erselinga batugamping, dolomit, batupasir, dan batulanau. Formasi ini terbetuk pada kala Miosen Tengah-Akhir. Lingkungan pengendapannya adalah neritik tengah-dala, hal ini dapat ditafsirkan dari dijumpainya adanya biota laut dangkal dan juga kandungan batupasir glaukonitan.6. Formasi ParigiFormasi ini terendapkan secara selaras diatas Formasi Pre-Parigi. Litologi penyusunnya sebagian besar adalah batugamping abu-abu terang, berfosil dan berpori dengan sedikit dolomit. Adapun litologi penyusun yang lain adalah serpih karbonatan, napal yang dijumpai pada bagian bawah. Kandungan koral, alga cukup banyak dijumpai selain jugabiohermdanbiostrom. Selain itu juga dijumpai foraminifera besar sepertiAlveolina quoyi, foraminigera bentonik kecil sepertiQuiquelculina korembatira, foraminifera plangtonik sepertiGlobigerina siakensis. Lingkungan pengendapan formasi ini adalah laut dangkal-neritik tengah. Batugamping pada formasi ini umunya dapat menjadi reservoir yang baik karena mempunyai porositas sekunder dan permeabilitas yang besar. Ketebalan formasi ini lebih kurang 400 m. dari hasil penelitian terdahulu, tidak semua karbonat pada formasi ini menghasilkan hidrokarbon, hanya pada puncak tutupan dari sembulan karbona yang terbentuk didaerahshoaldan juga karena tutupan tersebut berasosiasi dengan sesar yang berfungsi sebagai jalan migrasi.7. Formasi CisubuhFormasi ini terendapkan secara selaras diatas Formasi Parigi. Litologi penyusunnya adalah batulempung berselingan dengan batupasir dan serpih gampingan, mengandung banyak glaukonit,lignit, sedikit rijang, pirit, dan fragmen batuan beku vulkanik. Pada bagian bawah terdapat kandungan fosil yang semakin keatas semakin sedikit. Umur formasi ini adalah Miosen Akhir sampai Plio-Pleistosen. Formasi Cisubuh diendapkan pada fase regresi pada Neogen, hal ini dapat dilihat dari semakin keatas formasi ini semakin bersifat pasiran dengan dijumpai batubara. Formasi ini diendapkan pada lingkungan laut dangkal yang semakin keatas menjadi lingkungan litoral-paralik.Hidrokarbon tidak pernah ditemukan pada formasi ini. Ketebalan formasi ini berkisar anara 1000m 1200m.Petroleum Sistem Cekungan Jawa Barat UtaraHampir seluruh formasi di Cekungan Jawa Barat Utara dapat menghasilkan hidrokarbon yang mempunyai sifat berbeda, baik dari lingkungan pengendapan maupun porositas batuannya.1.Batuan IndukPada Cekungan Jawa Barat Utara terdapat tiga tipe utama batuan induk, yaitulacustrine shale(Oil Prone),fluvio deltaic coals,fluvio deltaic shales(Oiland Gas Prone) danmarine claystone(bacterial gas) (Gordon,1985). Studi geokimia dari minyak mentah yang ditemukan di Pulau Jawa dan Lapangan Lepas Pantai Ardjuna menunjukan bahwafluvio deltaic coalsdan serpih dari Formasi Talang Akar bagian atas berperan dalam pembentukan batuan induk yang utama. Beberapa peran serta darilacustrine shalejuga ada terutama pada sub cekungan Jatibarang. Kematangan atuan induk di Cekungan Jawa Barat Utara ditentukan oleh analisa batas kedalaman minak dan kematangan batuan induk pada puncak gunung Jatibarang atau dasar puncak dari Formasi Talag Akar atau bagian bawah Formasi Baturaja.2.Batuan ReservoirSemua formasi dari Jatibarang hingga Prig merupakan interval dengan sifat fisik reservoir yang baik, banyak lapangan mempunyai daerah timbunan cadangan yang terlipat. Cadangan terbesar mengandung batupasirmainataumassivedan Formasi Talang Akar. Minyak diproduksi dari rekahanvolkanclasticdari Formasi Jatibarang. Pada daerah dimana batugamping Baturaja mempunyai porositas yang baik kemungkinan menghasilkan akumulasi endapan yang agak besar. Timbunan pasokan sedimen dan laju sedimentasi yang tingg pada daerahshelf, diidentifikasikan dariclinoformsyang menunjukkan adanya progradasi. Pemasukan sedimen ini disebabkan oleh pembauran ketidak stabilan tektonik yang merupakan akibat darisubsidenceyang terus menerus pada daerahforelanddari Lempeng Sunda. Pertambahan yang cepat dalam sedimen klastik dan lajusubsidencepada Miosen Awal diinterpretasikan sebagai akibat dari perhentian deposisi Batugamping Baturaja. AnggotaMaindanMassivemenjadi dasa darisequence transgressivemarineyang sangat lambat, kecuali yang berdekatan dengan akhir dari deposisi anggotaMain. Ketebalan seluruh sedimen bertambah dari 400feetpada daerah yang berdekatan denganpaaleoshorlinemenjadi lebih dari 5000feetpada Sub cekungan Ardjuna.

3. Jenis JebakanJenis jebakan hidrokarbon pada semua system petroleum di Jawa Barat Utara hamper 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. Bentuk utama struktur geologi adalahdome anticlinalyan lebar dan jabakan dari blok sesar yang miring. Pada beberapa daerah dengan reservoirreefal built-up, perangka stratigrafi juga berperan. Perangkap stratigrafi yang berkembang uumnya dikarenakan terbatasnya penyebaran batugamping dan perbedaan fasies.4.Jalur MigrasiMigrasi hidrokarbon terbagi menjadi dua, yaitu migrasi primer dan sekunder, migrasi primer adalah perpindahan hidrokarbon dari batuan induk kemudian masuk de dalam reservoir melalui lapisan penyalur. Migrasi sekunder dapat dianggap sebagai pergerakan fluida dalam batuan penyalur menujjutrap.Jalur untuk perpindahan hidrokarbon mungkin terjadi daei jalr keluar yang lateral dan atau vertical dari cekungan awal. Migrasi lateral mengambil tempat didalam unit-unit lapisan dengan permeabilitas horizontal yang baik, sedangkan migrasi vertical terjadi ketika migrasi yang utama dan langsung yang tegak menuju lateral. Jalur migrasi lateral berciri tetap dari unit-unit permeable. Pada Cekungan Jawa Barat Utara saluran utama utuk migrasi lateral lebih banyak berupa celah batupasir yang mempunyai arah Utara-Selatan dari anggotaMainmaupunMassive(Formasi Cibulakan Atas). Sesar menjadi saluran utama untuk migrasi vertical dengan transportasi yang cepat dari pergerakan sesar.5.Lapisan PenutupLapisan penutup atau tudung merupakan lapisan impermeable yang dapat menghambat atau menghentikan jalannya hidrokarbon. Litologi yang sangat baik sebagai lapisan penutup ialah batulempung dan batuan evaporit. Pada Cekungan Jawa Barat Utara, hampir setiap Formasi memiliki lapisan penutup yang efektif. Namun formasi yang bertindak sebagai laposan penutup uatama adalah Formasi Cisubuh, karena Formasi ini memiliki litologi yang baik sebagai lapisan penutup (impermeable).

4.3. Praktikum III (well logging data core dan cutting)Pada praktikum kali ini dibahas tentang well logging, core dan cutting dimana dalam melakukan drilling, yang harus diperhatikan adalah drilling core yang merupakan pengeboran yang dilakukan untuk mengambil contohsampel (coring)pada lapisan litologi di bawah permukaan sebagai data geologi. Coringdilakukan pada interval kedalaman tertentu berdasarkan dariinterpretasidatalogginggeofisika atau datacuttingyang diperoleh melaluidrilling open holesebelumnya.Drilling coringdapat juga dilakukan dengan metodeTouch Coring (single hole),artinya pengeborancoringyang tidak didahuluidrilling open hole.Touch Coringdilakukan diawali dengandrilling open holekemudian ketika menemukancutting batubara telah muncul kemudian langsung dilakukancoring atau dengan menggunakan data model/korelasi titik di sekitarnya. Sampling Coremerupakan kegiatan penyamplingan sampelcoringbatubara yang meliputi pendeskripsian, pemotretan dan pembungkusancoringbatubara ke dalam kantong sampel. Pastikan sampelcoringyang diperoleh tidak terkontaminasi. Tutup dengan plastikwrapsebelum diletakkan di pipa paralon. Letakkan pada tempat dan jarak yang aman dari aktifitasdrilling. Letakkan bagian atas/topsampelcoringpada sebelah kiri dan bagian bawah/bottomsampelcoringdi sebelah kanan. Hitung panjang sampelcoringdan bandingkan dengan panjang/kedalaman kemajuan pipa untuk mendapatkancore recovery. Lalu pendeskripsiancoredilakukan dengan mengamati sifat-sifat fisik corebatubara kemudian menuliskan/merekamnya ke dalamlog bor. Pertama, isilahHeaddari Logbor yang terdiri dari,Location,Date, Total Depth, Logged by, Geophysics, Rig, Hole No, Sheet of(lembar halaman) danN-E-R-L(koordinat). Selanjutnya lakukan pengisian kolom-kolom Sample Interval (pembagian interval sampel batubara),Depth(ukuran kedalaman),Lithological Sketch(sketsa litologi),Joint/Bedding Sketch(sketsa kekar/struktur),Dip, Seam Name, Lithological Description(deskripsi litologi),Strength(kekuatan sampel coring),Fracturing(pecahan sampelcoring) sesuai dengan standar pengisian.Data tersebut selanjutnya akan dimasukkan ke dalam data base eksplorasi dengansoftware Logcheck, Microsoft Access, dan Mincom.Informasi yang perlu dicatat pada CHIP LOGGING SHEETantara lain : Interval kedalaman tiap perubahan litologi Type drill (Open HoleatauCoring) RQD (Rock Quality Designation)Metode ini didasarkan pada perhitunganpersentase coreterambil yang mempunyai panjang 10 cm atau lebih.RQD =jumlah panjangcoreterambil lebih dari 10 cmx 100% panjangcoreseluruhnya

Recovery drill coal=tebalcoal actualx 100% tebalcoal logJikarecoverykurang dari 90% maka harus dilakukanredrillatau pengeboran ulang. Informasi penting yang bisa didapat oleh seorang petrofisis dari data core tersebut menurut Darling (2005) antara lain: Homogenitas reservoar Tipe sementasi dan distribusi dari porositas dan permeabilitas Kehadiran hidrokarbon dari bau dan pengujian dengan sinar ultraviolet Tipe mineral Kehadiranfracturedan orientasinya Kenampakan dip Keterbatasan AnalisisCoreDatacoretidak selalu akurat, menurut Darling (2005) ada sejumlah alasan yang menyebabkan hal tersebut yaitu: Suatucorediambil padawater leg, dimana proses diagenesis mungkin saja terjadi, hal ini menyebabkancoretidak selalu dapat mewakilioilataugas legdi reservoar. Coringdan proses pemulihannya menyebabkan tejadinya perubahan tekanan dan suhu batuan sehingga bisa menyebabkan terjadinya perubahan struktur pada batuan tersebut Proses penyumbatan, pembersihan, dan pengeringan dapat mengubahwettabilitydari sumbat sehingga membuatnya tidak bisa merepresentasikan kondisi di bawah lubang bor. Pengukuran resistivitas sumbat pada suhu lingkungan dengan menggunakan udara sebagai fluida yang tidak basah(nonwetting fluid)bisa tidak merepresentasikan kondisi reservoar.

Lalu ada sampelcutting yangmerupakan sampel yang berasal dari lubang bor dari proses pemboranopen hole, yang berupa material batuan yang tergerus olehbit,kemudian terbawa olehmud fluidke permukaan dan mengalir melalui parit kecil menujumud pond. Sampelcuttingmenunjukkan jenis litologi yang terdapat di bawah permukaan pada kedalaman saat mata bor menggerus litologi tersebut.Sampelcuttingdiambil setiap kedalaman tertentu sesuai kebutuhan, misal dilakukan pengambilan sampel setiap 1,5 meter dan kelipatannya. Kemudian diletakkan di dekatrigdengan jarak aman yang tidak terganggu dengan aktivitas pengeboran dan diberi garis/pagarline.Data sampelcuttingkemudian direcordpada lembarDaily Drilling Report (DDR). Datacuttingberfungsi sebagai : Data awal untuk mengetahui kondisi litologi pada lubang bor terkait. Data pendukung bagi data logging dancoringsehingga menjadi lebih akurat danvalid.Adapun yang dideskripsi padacuttingyaitu : Sifat butir Tekstur Tipe Warna Roundnessdansphericity Sortasi Kekerasan Ukuran Kehadiran mineral jejak (misalnya pirit, kalsit, dolomit, siderit) Tipe partikel karbonat Partikel skeletal (fosil, foraminifera) Partikel non-skeletal (lithoclast, agregat,rounded particles) Porositas dan permeabelitas Tipe porositas (intergranular,fracture,vuggy) Permeabelitas (permeabelitas rendah, menengah, atau tinggi) Deteksi Hidrokarbon

Gambar 4.4. Hasil CoringWell loggingmerupakan perekaman karakteristik dari suatu formasi batuan yang diperoleh melalui pengukuran pada sumur bor.Data yang dihasilkan disebut sebagaiwell log. Berdasarkan proses kerjanya,loggingdibagi menjadi dua jenis yaituwireline loggingdanlogging while drillingbor. Wireline loggingdilakukan ketika pemboran telah berhenti dan kabel digunakan sebagai alat untuk mentransmisikan data. Padalogging while drilling,loggingdapat dilakukan bersamaan dengan pemboran.Loggingjenis ini tidak menggunakan kabel untuk mentransmisikan data. Saat inilogging while drillinglebih banyak digunakan karena lebih praktis sehingga waktu yang diperlukan lebih efisien walaupun masih memiliki kekurangan berupa transmisi data yang tidak secepatwireline logging.

Gambar 4.5. Data Well Log

4.4. Pertemuan IV (data Mud Logging)Pada pertemuan kali ini dibahas mengenai data mud logging yangmana mudloggingmerupakan proses mensirkulasikan dan memantau perpindahanmuddan cuttingpada sumur selama pemboran. Menurut Darling (2005) terdapat dua tugas utama dari seorangmud loggeryaitu :1. Memantau parameter pengeboran dan memantau sirkulasi gas/cairan/padatan dari sumur agar pengeboran dapat berjalan dengan aman dan lancar.2. Menyediakan informasi sebagai bahan evaluasi bagipetroleum engineering department.Mud-logging unitakan menghasilkanmud logyang akan dikirim ke kantor pusat perusahaan minyak. Menurut Darling (2005),mud logtersebut meliputi: Pembacaan gas yang diperoleh dari detektor gas atau kromatograf Pengecekan terhadap ketidakhadiran gas beracun (H2S, SO2) Laporan analisiscuttingyang telah dideskripsi secara lengkap Rate of Penetration (ROP) Indikasi keberadaan hidrokarbon yang terdapat di dalam sampel

Mud logmerupakan alat yang berharga untuk petrofisis dan geolog di dalam mengambil keputusan dan melakukan evaluasi. Darling (2005) menyatakan bahwamud logdigunakan untuk hal hal berikut ini: Identifikasi tipe formasi dan litologi yang dibor Identifikasi zona yangporousdan permeabel Picking of coring, casing, atau batas kedalaman pengeboran akhir Memastikan keberadaan hidrokarbon sampai pada tahap membedakan jenis hidrokarbon tersebut apakah minyak atau gas

Peralatan mud logging terdiridarisensor-sensor untuk mengetahui semua keadaan lumpur seperti :

1. Temperatur lumpur (masuk/keluar)2. Debit aliran lumpur (masuk/keluar)3. Chromatograph dari lumpur yg keluar (utk mendeteksi gas)4.Volumedari mud pit5. Casing pressure, stand pipe pressure6. Weight of Bit, Mud motor RPM, Hookload7. Density (masuk/keluar), ECD (equivalent circulation density)8. TVD (true vertical depth), measured depth, ream depth9. Dll

Gambar 4.6. Konstruksi Mud Logging

Gambar 4.7. Data hasil Mud LoggingDari data mud log ini kita dapat melihat batuan apa saja yang berada pada kedalaman tertentu, kemudian bagaimna respon yang diberikan terhadap beberapa variabel yang digunakan misalnya resistivitas, gamma ray, dll.4.4. Bedah Jurnal Pada kali ini jurnal yang akan dibahas adalah Petroleum Sistem pada Mesozoikum Karbonat pada Teluk Meksiko bagian timur laut. Berdasarkan studi regional area paparan onshore dan offshore, karbonat Jura atas dan Kapur bawah merupakan target reservoir di area lereng benua bagian timur laut Teluk Meksiko. Batuan induk (source rock) utama dari reservoir ini diyakini adalah karbonat Oxfordian hingga Kimmeridgian dan karbonat Aptian hingga Albian serta batuserpih (shale). Karbonat berumur Jura dan Kapur merupakan reservoir hidrokarbon di Teluk Meksiko, yang mencakup onshore dari Meksiko Timur hingga Tengah melalui Texas hingga Florida dan offshore di paparan benua luar atau Outer Continental Shelf (OCS) di timur laut Teluk Meksiko. Teluk Meksiko merupakan tepi cekungan divergen yang dicirikan oleh tektonik rekahan ekstensi dan patahan wrench. Sejarah dari cekungan ini termasuk fase pengembangan dan penipisan kerak, fase rekahan dan perluasan lantai samudera, dan fase subsidensi termal. Pada Teluk Meksiko, kerak samudera dikelilingi oleh kerak benua yang melemah seperti pada gambar. Batas kerak ditandai dengan rangkaian patahan yang menunjukkan patahan aktif selama fase perekahan pada Trias Akhir hingga awal Jura dan fase membukanya Teluk Meksiko pada pertengahan Jura hingga Jura Akhir.

Gambar 4.8. Distribusi tipe Crustal dan kedalaman basement pada teluk Meksiko Transisi dari kerak tebal dengan kerak tipis berkaitan dengan zona hinge tektonik mayor pada basement dan memperkirakan posisi dari tepi paparan Kapur Akhir. \ Sementara itu depresi yang rendah pada basement yang terbentuk akibat ekstensi kerak yang lebih besar antara blok benua seperti pada gambar

Gambar 4.9. Gambaran Tektonik Teluk MeksikoBerikut merupakan gambar kerangka tektonik dari wilayah Teluk Meksiko,

Gambar 4.10. Fitur struktural serta kedalaman basement teluk MeksikoBentuk struktur dan kedalaman basement dari Teluk Meksiko bagian timur laut dan lokasi dari cross section serta sumur yang diteliti. Berdasarkan distribusi tipe kerak tersebut dapat dibuat sebuah model mengenai evolusi dari Teluk Meksiko. Pada Trias Akhir dan Jura Awal merupakan fase rekahan yang dicirikan oleh half graben kecil dan besar yang dibatasi oleh pathan normal listrik dan diisi dengan sedimen silisiklastik marin dan batuan vulkanik. Pada pertengahan Jura merupakan fase perekahan, pelemahan kerak dan pembentukan kerak transisi dicirikan dengan pola evolusi perselingan basement dan terjadi pengendapan garam yang tebal. Pada Jura Akhir terjadi fase perekahan lantai samudera dan terbentuk kerak samudera pada Teluk Meksiko bagian tengah yang dalam dengan dicirikan transgresi marin sebagai hasil dari pendinginan dan penurunan (subsidensi) kerak. Lapisan Mesozoikum dan Kenozoikum di timur laut Teluk Meksiko diendapkan sebagi bagian dari endapan yang mengarah ke laut yang terakumulasi di cekungan yang mengalami subsidensi secara sebagian di tepi benua pasif Amerika Utara. Pendinginan dan subsidensi basement menghasilkan pengisian secara progresif pada ruang antara Jura hingga Kapur. Tepi paparan Kapur Akhir yang berhubungan dengan hinge basement utama telah mengontrol pengendapan karbonat selama Kapur Awal.Paleotopografi memiliki dampak penting terhadap persebaran sedimen, dan area positif dalam cekungan dan sepanjang tepi cekungan yang mneyediakan sumber bagi sedimen terrigen Mesozoikum. Cekungan garam interior Mississippi dan Jurang Appalachicola DeSoto merupakan bentuk struktur mayor negatif di timur laut Teluk Meksiko. Cekungan ekstensional aktif selama Mesozoikum dan Kenozoikum. Cekungan garam Jurang DeSoto berasosiasi dengan struktur diapir. Sejumlah kubah, graben, salt dome, dan antiklin berperan sebagai jebakan (trap) pada wilayah ini..Petroleum sistem Mesozoikum di wilayah ini terdiri dari Jura Atas (sumber Smackover), Kapur Bawah (sumber Sunniland), dan Kapur Atas (sumber Tuscaloosa). Berdasarkan catatan agen regulator minyak negara di wilayah tersebut, total produksi dari ketiga sistem minyak bumi mencapai 12 TFC gas alam dan 3 BBO. Hasil penelitian menunjukkan bahwa wilayah paparan benua offshore dari timur laut Teluk Meksiko yang menghasilkan hidrokarbon adalah endapan Jura, Kapur, dan Miosen. Satuan produktif Mesozoikum mencakup batupasir Norphlet Jura Atas (Oxfordian) berupa gas alam, batugamping James Kapur Bawah (Aptian) berupa kondensat gas, dan batugamping Washita Kapur (Albian dan Cenomanian) yang menghasilkan minyak bumi. Berdasarkan studi regional dari wilayah onshore dan offshore paparan, karbonat Jura Atas dan Kapur Bawah diproyeksikansebagai reservoir minyak bumi di wilayah lereng dari timur laut Teluk Meksiko.

Gambar 4.11. Crosssection dari Teluk Meksiko

Gambar 4.12. Kolom Stratigrafi dari Teluk MeksikoDari kolom strtigrafi di atas dapat dijelaskan bahwa pada bagian bawah Cretaceous, terdapat beberapa karbonatan seperti Albian, Aptian, Berremian, Hautervian, dan Berriasian. Lalu masuk pada atas Jurrasic, ditemukan karbonatan Tithonian, Kimmerldgan, dan Oxfordian. Sedangkan pada pertengahan Jurrasic ditemukan Callovian, Bathonian, dan Bajocian.

BAB VPENUTUP5.1. KesimpulanSetelah melakukan praktikum Geologi Minyak Bumi kali ini, dapat disimpulkan bahwa dalam melakukan eksplorasi minyak bumi, diperlukan yang namanya petroleum sistem, yangmana petroleum sistem tersebut memiliki unsur seperti source rock, migrasi, trap, seal rock, dan batuan reservoir. Bila sudah ditinjau dengan menggunakan petroleum system, maka selanjutnya yang dilakukan adalah pemboran. Pemboran yang dilakukan haruslah melewati beberapa tahapan yang nantinya bertujuan untuk mengetahui apakah sumur tersebut berpotensi menghasilkan minyak yang produktif atau tidak. Adapun beberapa tahapannya adalah dengan melakukan analisis corng, cutting, well log, dan mud log.Berdasarkan studi regional area paparan onshore dan offshore, karbonat Jura atas dan Kapur bawah merupakan target reservoir di area lereng benua bagian timur laut Teluk Meksiko. Batuan induk (source rock) utama dari reservoir ini diyakini adalah karbonat Oxfordian hingga Kimmeridgian dan karbonat Aptian hingga Albian serta batuserpih (shale). Karbonat berumur Jura dan Kapur merupakan reservoir hidrokarbon di Teluk Meksiko, yang mencakup onshore dari Meksiko Timur hingga Tengah melalui Texas hingga Florida dan offshore di paparan benua luar atau Outer Continental Shelf (OCS) di timur laut Teluk Meksiko.

5.2. SaranAda baiknya dalam melakukan praktikum, praktikan lebih serius dalam menyimak penjelasan asisten, agar praktikum dapat berjalan lancar.

DAFTAR PUSTAKAGansser, William. 1960. The Secret World of Oil. Manhattan, USA: Manhattan Press. Koesumadinata. 1980. Geologi Minyak dan Gas Bumi. Bandung : ITB.Link, Joseph. 1952. Oil and Gas Exploration. Switzerland : Swiss University Press.

33