i

TUGAS AKHIR – SF 141501

PEMETAAN 3D SEISMIK FORMASI BATURAJA (STRUKTUR AURI UTARA DAN AURI TIMUR) DAN PERHITUNGAN CADANGAN CEKUNGAN JAWA BARAT UTARA DENGAN METODE VOLUMETRIK

Muhammad Dwi Bagus Aurijanto NRP 1111 100 034 Dosen Pembimbing: Prof. Dr. rer. nat Bagus Jaya Santosa, S.U. Dr. Ayi Syaeful Bahri., S. Si., M. T.

Jurusan Fisika Fakultas Matematika dan Ilmu Pengetahuan Alam Institut Teknologi Sepuluh Nopember Surabaya 2015

ii

FINAL PROJECT – SF 141501

SUBSURFACE 3D SEISMIC STRUCTURE ANDCALCULATION OF HYDROCARBON RESERVEBATURAJA FORMATION IN AURI NORTH AND AURIEAST FIELD JAVA BASIN BASED ON VOLUMETRICMETHOD

Muhammad Dwi Bagus AurijantoNRP 1111 100 034

AdvisorProf. Dr. rer. nat Bagus Jaya Santosa, S.U.Dr. Ayi Syaeful Bahri., S. Si., M. T.

Physics DepartementFaculty Matematics and Natural ScienceSepuluh Nopember Institute of TechnologySurabaya 2015

iii

PEMETAAN 3D SEISMIK FORMASI BATURAJA(STRUKTUR AURI UTARA DAN AURI TIMUR) DAN

PERHITUNGAN CADANGAN CEKUNGAN JAWABARAT UTARA DENGAN METODE VOLUMETRIK

Nama Mahasiswa : Muhammad Dwi Bagus AurijantoNRP : 1111 100 034Jurusan : Fisika FMIPA-ITSPembimbing : Prof.Dr,rer.nat. Bagus Jaya Santosa,SU

Dr. Ayi Syaeful Bahri., S. Si., M. T.

ABSTRAKTelah dilakukan penelitian yang bertujuan untuk

menentukan reservoar menggunakan peta bawah permukaan danmenghitung besarnya cadangan hidrokarbon dengan metodevolumetrik. Metodologi penelitian ini adalah menentukan zonareservoar dari data DST (Drilling Steam Test) yang digunakansebagai data kontak antara air dengan hidrokarbon. Penentuanlitologi dari data log yang digunakan sebagai dasar korelasi antarsumur dan menghitung nilai saturasi air serta porositas denganpersamaan Archie Selanjutnya nilai tersebut digunakan untukmenghitung volume reservoar dengan metode volumetriksedangkan potensi cadangan hidrokarbon dihitung menggunakanpersamaan IOIP dan IGIP. Dari analisa data dan pembahasandiinterpretasikan bahwa lapisan reservoar merupakan lapisanproduksi yang menghasilkan minyak pada sumur MD#1 danproduksi gas pada sumur MD#2 pada Formasi Baturaja lapisanbatu gamping. Interpretasi data seismik dapat dipetakan berupapeta time, peta depth, peta net reservoar, serta didapatkan closurepada sumur MD#1 dan MD#2. Hasil perhitungan cadangan denganmetode perhitungan volumetrik dari reservoar tersebut sebesar 81x 109 STB pada sumur MD#1 dan 253 x 1014 Scf pada sumurMD#2.

Kata kunci : cadangan, DST, IGIP, IOIP, seismik, sumur, volumebulk.

iv

SUBSURFACE 3D SEISMIC STRUCTURE ANDCALCULATION OF HYDROCARBON RESERVE

BATURAJA FORMATION IN AURI NORTH AND AURIEAST FIELD JAVA BASIN BASED ON VOLUMETRIC

METHODName : Muhammad Dwi Bagus AurijantoNRP : 1111 100 034Department : Physics MIPA-ITSAdvisor :Prof.Dr,rer.nat. Bagus Jaya Santosa,SU

Dr. Ayi Syaeful Bahri., S. Si., M. T.

ABSTRACTSubsurface mapping and calculation of hysrocarbon reserve

has been conducted at “Auri” field based on volumetric method.The methodology of this research is to determine the lithologybased on log data that used as the basic for correlation betweenwells and calculate the value of water saturation and porosity byArchie’s equation that used to calculate the volume of reservoirbased on volumetric method, while the hydrocarbon reservescalculated using the IOIP and IGIP equation. And then used dataDST (Drilling Steam Test) to know water contact zone withreservoar zone. From the data analysis and discussion can beinterpreted that layer potential is a layer potensial produces oil inMD#1 and gas in MD#2. This reservoir from limestone in the topBaturaja Formation. Reservoir characterization has been done withwells and seismic data, reservoir generally has porosity 22% and55% water saturation in MD#1 and in MD#2 has porosity 24% andwater saturation 64%. The result of calculation hydrocarbonreserve using volumetric method at “Auri” field are 81 x 109 STBin MD#1 and 253 x 1014 Scf in MD#2.

Keywords: reserve, DST, IGIP, IOIP, seismic, well, volume bulk

v

KATA PENGANTAR

Puji syukur penulis panjatkan kepada Tuhan Yang MahaEsa, yang telah melimpahkan rahmat-Nya sehingga penulis dapatmenyelesaikan skripsi dan menyusunnya dalam bentuk LaporanTugas Akhir dengan judul “PEMETAAN 3D SEISMIKFORMASI BATURAJA (STRUKTUR AURI UTARA DANAURI TIMUR) DAN PERHITUNGAN CADANGANCEKUNGAN JAWA BARAT UTARA DENGAN METODEVOLUMETRIK”. Program tugas akhir ini merupakan salah satulangkah yang ditempuh oleh mahasiswa jurusan Fisika InstitutTeknologi Sepuluh Nopember Surabaya untuk mendapatkan gelarsarjana S1. Selain itu skrisi ini dapat melatih mahasiswa agartanggap dan peka dalam menghadapi situasi dan kondisilingkungan kerja. Serta mahasiswa dapat mengaplikasikan ilmuyang diperoleh selama masa selepas perkuliahan.

Terima kasih kepada PT. PERTAMINA UTC yang telahmemberi kesempatan dan sarana bagi penulis dalam prosespengerjaan tugas akhir ini. Selama penyusunan laporan ini banyakmengalami hambatan dan kesulitan, akan tetapi atas bantuan,dorongan dan juga bimbingan dari berbagai pihak maka akhirnyakami menyelesaikan laporan ini. Sehubungan dengan hal tersebutmaka pada kesempatan ini kami ingin menyampaikan rasa terimakasih yang sebesar-besarnya kepada:

1. Allah SWT atas segala anugerah dan petunjuk-Nya.2. Teguh Abriyanto dan Sholihatin selaku kedua orang tua

dan Mochammad Eka Prasetya selaku kakak serta semuakeluarga atas kasih sayang, do’a dan dukungan moral danmateriil yang telah diberikan.

3. Bapak Prof. Dr. rer .nat. Bagus Jaya Santosa, S. U., danselaku dosen pembimbing pertama Tugas Akhir ini.

vi

4. Dr. Ayi Syaeful Bahri., S. Si., M. T. selaku dosenpembimbing kedua Tugas Akhir ini.

5. Ibu Mill Sartika Indah selaku Structural GeologistSpecialist dan Pembimbing Tugas Akhir PT.Pertamina UTC.

6. Bapak Dr. Ari Samodra selaku Chief of Geology PT.Pertamina Pembimbing Tugas Akhir PT. PertaminaUTC.

7. Bapak Dr. Yono Hadi Pramono, M.Eng, selaku KetuaJurusan Fisika, Fakultas Matematika dan IlmuPengetahuan Alam, Institut Teknologi SepuluhNopember Surabaya.

8. Bapak Prof. Ir. Eddy Yahya, M. Sc, Ph, D selaku dosenwali

9. Semua dosen yang telah bersedia memberikan ilmunyapada penulis

10. Rekan – rekan dari PT. PERTAMINA UTC Mas EzzatFayza, Mas Oliv, Mas Jumanto, dan Mas Fajri, MasAliyus, Mas Wisnu, Mbak Indah, Mas Hansen, danMbak Bella sekalian yang telah banyak membantudalam penyelesaian laporan ini.

11. Mas Jabar dari pihak Schlumberger yang selalumemberi banyak motivasi, dukungan, waktu, danbanyak ilmunya kepada penulis.

12. Bapak – bapak pegawai PT. PERTAMINA UTCGEOLOGI yaitu Pak Samsul, Pak Tasiyat, Pak Tavip,Pak Kukuh, dan Pak Dana yang telah memberikansaran dan motivasinya selama pengerjaan tugas akhir.

13. Segenap karyawan di PT. PERTAMINA UTC Jakarta.14. Teman – teman tugas akhir dari UNSOED (Mas Putra

vii

Buana dan Mas Albert), ITB ( Mas Jatmiko), TRISAKTI(Fanny, Riska, dan Indah), UGM (Pais), dan UI (Christy)‘’makasi atas diskusi dan bantuannya”.

15. Teman – teman seperjuangan laboratorium geofisikaFisika’11 (Wildan Manggara Hidyatullah, RohmatulAminah, Mentari, Arnandha, Jordan, Asdi, Dharma, danlain-lain) sekalian yang telah mendukung ataspenyelesaian laporan ini.

16. Segenap keluarga Fisika 2011 dan khususnya Foton 2011yang tidak mungkin saya sebutkan namanya satu per satudi sini.

Penulis menyadari masih banya kekurangan yangdimiliki dalam menyusun laporan tugas akhir ini. Oleh karenaitu, kritik dan saran yang bersifat membangun diharapkandemi pengembangan laporan ini. Penulis berharap laporantugas akhir ini nantinya akan dapat berguna dan dapatdimanfaatkan dengan baik sebagai referensi bagi yangmembutuhkan serta menjadi sarana pengembangankemampuan ilmiah bagi semua pihak yang bergerak dalambidang yang berhubunngan dengan Fisika, khususnyaGeofisika.

Surabaya, Juli 2015

Penulis

viii

“Halaman ini Sengaja Dikosongkan”

ix

DAFTAR ISI

JUDUL TUGAS AKHIR .................................................. iABSTRAK ......................................................................... iiLEMBAR PENGESAHAN ................................................ ivKATA PENGANTAR ........................................................ vDAFTAR ISI ...................................................................... ixDAFTAR GAMBAR ......................................................... xiiDAFTAR TABEL ............................................................. xiiiBAB I. PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang ....................................................... 11.2 Rumusan Masalah ................................................... 21.3 Tujuan ...................................................................... 31.4 Batasan Masalah ...................................................... 31.5 Manfaat Peneltian .................................................... 31.6 Lokasi Penelitian ..................................................... 31.7 Sistematika Penulisan .............................................. 4

BAB II. GEOLOGI REGIONAL2.1 Geologi Regional Cekungan Jawa Barat Utara

2.1.1 Geometri Cekungan ........................................ 52.1.2 Tektonostratigrafi dan struktur geologi .......... 72.1.3 Stratigrafi regional .......................................... 102.1.4 Sedimentasi cekungan ................................... 142.1.5 Sistem Petroleum ............................................ 15

BAB III. TINJAUAN PUSTAKA3.1 Data Log

3.1.1 Porositas ......................................................... 173.1.2 Litologi ............................................................ 183.1.3 Saturasi fluida ................................................. 193.1.4 Resistivitas ....................................................... 19

x

3.1.5 Lingkungan lubang bor ....................................... 203.2 Identifikasi zona reservoar

3.2.1 Gamma ray .......................................................... 213.2.2 Log sonik ............................................................ 223.2.3 Log neutron porosity (NPHI) .............................. 233.2.4 Log Density (RHOB) .......................................... 233.2.5 Log Resistivity .................................................... 243.2.6 Log Caliper ..........................................................24

3.3 Seismik Refleksi3.3.1 Seismik ................................................................ 253.3.2 Impedansi Akustik ...............................................263.3.3 Wavelet ................................................................283.3.4 Amplitudo dan polaritas ...................................... 293.3.5 Well seismik tie ................................................... 303.3.6 Conversion time to depth .....................................303.3.7 Konsep korelasi ................................................... 32

3.4 Pengertian Cadangan ................................................... 323.5 Metode Perhitungan Cadangan ....................................33

BAB IV. METODOLOGI PENELITIAN4.1 Tahapan Persiapan .......................................................374.2 Tahapan Penelitian

4.2.1 Studi Pustaka ....................................................... 374.2.2 Pengumpulan Data .............................................. 374.2.3 Tahapan Analisis dan Interpretasi Data ...............394.2.4 Penyusanan Laporan ........................................... 39

BAB V. ANALISIS DATA DAN PEMBAHASAN5.1 Penentuan dan Karakteristik reservoar ...................... 435.2 Analisis Seismik

5.2.1 Well Seismik Tie ............................................... 465.2.2 Interpretasi Struktur .............................................485.2.3 Picking Horizon................................................... 50

xi

5.2.4 Time mapping ..................................................... 515.2.5 Time to Depth Conversion ................................. 53

5.3 Net reservoar Map ...................................................... 555.4 Analisa Petrofisik

5.4.1 Volume Shale .................................................... 565.4.2 Porositas ............................................................ 565.4.3 Faktor Formasi .................................................. 575.4.4 Saturasi Air ....................................................... 57

5.5 Pehitungan Cadangan5.5.1 Perhitungan Volume Bulk .................................. 585.5.2 Perhitungan IGIP dan IOIP ................................ 59

BAB VI. KESIMPULAN5.1 Kesimpulan ................................................................. 615.2 Saran ........................................................................... 61

DAFTAR PUSTAKA ............................................................. 63LAMPIRAN 1. DATA LOG SUMUR ................................. 65LAMPIRAN 2. PENAMPANG SEISMIK DUA DIMENSI.71LAMPIRAN 3. WELL SEISMIK TIE ................................. 75LAMPIRAN 4. DATA DST DAN UJI KANDUNGAN....... 77LAMPIRAN 5. PETA BAWAH PERMUKAAN ............... 79BIODATA PENULIS ............................................................ 89

xiii

DAFTAR TABELTabel 2.1 Stratigrafi Cekungan Jawa Barat Utara (Pertamina,

1996) ..................................................................... 13Tabel 4.1 Daftar log yang tersedia dari tiap sumur ................. 38Tabel 5.1 Estimasi cadangan hidrokarbon Auri utara dan Auri

Timur ..................................................................... 58

xii

DAFTAR GAMBARGambar 1.1 Lokasi Penelitian Lapangan “Auri” Formasi Baturaja

Jawa Barat Utara .................................................. 4Gambar 2.1 Peta stuktur geologi Jawa Barat Utara (Pertamina-

BPPKA,1996) ...................................................... 6Gambar 2.2 Model pull-apart basin pola struktur Cekungan Jawa

Barat Utara ........................................................... 7Gambar 2.3 Sayatan melintang fisiografi cekungan dan busur

gunungapi Jawa Barat (Pertamina, 1996) ........... 10Gambar 3.1 Lingkungan dan zona pada lubang bor ............... 20Gambar 3.2 Prinsip kerja seismik refleksi ............................. 26Gambar 3.3 Jenis – jenis wavelet ........................................... 29Gambar 3.4 Polaritas SEG dan polaritas eropa ...................... 30Gambar 3.5 Gambaran struktur akibat perbedaan domain waktu

dan kedalaman ................................................... 31Gambar 4.1 Diagram alir penelitian ...................................... 41Gambar 4.2 Diagram alir well seismik tie ............................. 42Gambar 4.3 Diagram alir velocity model ............................... 42Gambar 5.1 Log sumur MD#2 ............................................ 44Gambar 5.2. Log sumur MD#1 ............................................. 45Gambar 5.3 Basemap line seismik ........................................ 46Gambar 5.4 Proses well seismik tie ...................................... 48Gambar 5.5 Penampang seismik dua dimensi lintasan 4255.. 51Gambar 5.6 Struktur sesar pada Formasi Baturaja ................ 52Gambar 5.7 Penampang seismik tiga dimensi xline 4325 ..... 49Gambar 5.8 Peta struktur time Formasi Baturaja .................. 52Gambar 5.9 Peta struktur kedalaman Formasi Baturaja ........ 54Gambar 5.10 Hasil velocity model .......................................... 54Gambar 5.11 Peta net reservoar .............................................. 55Gambar 5.12 Peta net reservoar sumur MD#1 ....................... 58

xiv

DAFTAR LAMPIRAN

LAMPIRAN 1. DATA LOG SUMUR ................................. 65LAMPIRAN 2. PENAMPANG SEISMIK DUA DIMENSI ... 71LAMPIRAN 3. WELL SEISMIK TIE ................................. 75LAMPIRAN 4. DATA DST DAN UJI KANDUNGAN....... 77LAMPIRAN 5. PETA BAWAH PERMUKAAN ............... 79

1

BAB IPENDAHULUAN

1.1 Latar BelakangSumber daya minyak dan gas bumi (migas) mempunyai

peranan yang sangat strategis bagi Indonesia. Selain sebagaisumber pendapatan terbesar pendapatan terbesar negara, sumberdaya migas merupakan sumber energi yang sangat vital bagiIndonesia. Sehingga perkiraan besarnya sumber daya migas inisangatlah penting (Komite Cadangan Hulu Pertamina, 2006).Hidrokarbon merupakan salah satu sumber daya alam yang tidakdapat diperbarui dimana pada saat ini memiliki peran yang sangatpenting bagi masyarakat. Tidak hanya digunakan sebagai bahanbakar tetapi digunakan oleh industri sebagai pembangkit tenagasehingga pemakaian hidrokarbon mengalami peningkatan yangcukup tajam dari waktu ke waktu. Di lain pihak cadanganhidrokarbon semakin hari semakin berkurang karena masih belumditemukan cukup banyak daerah – daerah prospek hidrokarbonpada wilayah Indonesia. Hidrokarbon terbentuk melalui prosesyang cukup lama, dimulai dari pengendapan material mikroskopiktumbuhan dan hewan di lingkungan pengendapan seperti danau,sungai, atau laut. Selanjutnya material organik tersebut mengalamitekanan dan suhu tertentu dengan proses kadar oksigen rendah dandengan bantuan bakteri maka terbentuklah minyak dan gas bumi.Proses ini membutuhkan waktu jutaan tahun. Jadi hidrokarbonmerupakan material yang kaya akan organik yang menjadi bahanbaku minyak dan gas bumi (Halliburton, 2001).

Mengingat akan hal itu maka diperlukan adanya suatukeseimbangan antara laju pemakaian bahan bakar hidrokarbondengan jumlah cadangan yang ada. Untuk meningkatkan jumlahcadangan tersebut maka diperlukan adanya kegiatan eksplorasimaupun pengembangan pada lapangan hidrokarbon yang sudahada. Namun intensitas kegiatan eksplorasi pada saat ini tidaksegencar beberapa tahun sebelumnya, fenomena ini dikarenakansudah semakin sulitnya mencari lapangan yang baru.

2

Pada sebuah lapangan pengembangan minyak bumi selaludilakukan eksplorasi terpadu terhadap parameter – parameterfisika batuan di bawah permukaan. Parameter tersebut antara lainporositas, permeabilitas, volume kandungan serpih, saturasi, danlain – lain. Pengambilan data sesimik perlu dilakukan untukmenentukan kondisi struktur bawah permukaan dan lokasi daerahcadangan hidrokarbon berada. Pada setiap sumur eksplorasi selaludilakukan pengukuran data well log (wireline logging). Prosespengukuran ini disebut logging yang bertujuan untuk mendapatkaninformasi tentang parameter – parameter fisika batuan formasisetelah proses drilling. Parameter fisika batuan ini selanjutnyadigunakan untuk mengevaluasi formasi guna mengetahui seberapabesar potensi sumur eksplorasi.

Cekungan Jawa Barat Utara telah terbukti sebagaicekungan minyak dan gas bumi potensial. Kegiatan eksplorasisecara aktif telah dilaksanakan di Cekungan Jawa Barat Utaradimana telah terjadi penemuan terutama berstruktur antiklin.Lapisan yang berpotensi berupa lapisan batu gamping ekivalenFormasi Baturaja dan Talangakar.

PT. PERTAMINA Region Jawa merupakan salah satuperusahaan yang melakukan eksploitasi hidrokarbon di cekunganJawa Barat Utara. Salah satu lapangan yang dikelola oleh PT.PERTAMINA Region Jawa adalah lapangan ‘’Auri” yang secararegional termasuk kedalam Mandala Sedimentasi PaparanKontinen Utara (Martodjojo, 1984).

Salah satu yang menjadi pertimbangan bahwa sumurberpotensi adalah cadangan hidrokarbon yang dimiliki. Olehkarena itu diperlukannya perhitungan cadangan hidrokarbondalam suatu formasi sebelum dilakukan produksi.

1.2. Rumusan MasalahRumusan masalah dari tugas akhir ini meliputi:

1. Pemetaan penyebaran reservoar yang meliputi peta timestructure, peta depth structure, dan peta net reservoar.

2. Perhitungan cadangan hirokarbon dengan metodevolumetrik.

3

1. 3. TujuanTujuan dari tugas akhir ini adalah:

1. Memetakan penyebaran reservoar meliputi peta timestructure, peta depth structure, peta net reservoar.

2. Menghitung besarnya cadangan hidrokarbon terkandungpada lapisan reservoar.

1.4. Batasan MasalahBatasan masalah dalam penelitian ini antara lain:

1. Dalam menentukan peta depth structure menggunakandata checkshot dari masing - masing sumur.

2. Data sumur yang digunakan dalam penelitian sebanyaktiga sumur.

3. Perhitungan cadangan hidrokarbon yang dihitungmerupakan salah satu reservoar pada formasi target.

4. Pemetaan penyebaran reservoar yang meliputi peta timestructure, peta depth structure, dan peta net reservoarmenggunakan software Petrel 2010 dari Schlumbergeryang selanjutnya digunakan dalam perhitungan cadanganhidrokarbon dengan metode volumetrik.

1.5 Manfaat PenelitianManfaat dari penelitian tugas akhir ini adalah untuk

mengetahui besar cadangan hidrokarbon yang ada pada suatulapisan formasi sehingga dapat diputuskan formasi target layakuntuk diproduksi dengan meninjau biaya produksi yangdikeluarkan dan untuk mengestimasi konsumsi akan kebutuhanminyak dan gas yang digunakan oleh masyarakat.

1.6 Lokasi PenelitianLokasi penelitian dilakukan di salah satu wilayah target

eksploitasi PT. PERTAMINA EP Region Jawa. Objek penelitianadalah lapangan “Auri”, Formasi Baturaja, cekungan Jawa BaratUtara selama dua bulan yaitu terhitung dari 05 Januari - 05 Maret2015.

4

Gambar 1.1 Lokasi Penelitian Lapangan “Auri” Formasi Baturaja JawaBarat Utara

1.7 Sistematika PenulisanSecara garis besar sistematika penulisan Tugas Akhir ini adalahsebagai berikut:

BAB I: Pendahuluan, menjelaskan tentang latar belakang,perumusan masalah, tujuan penelitian, batasanmasalah, manfaat penelitian, lokasi penelitian, dansistematika penulisan.

BAB II: Geologi Regional, menjelaskan informasi geologiyang ada di daerah penelitian

BAB III: Tinjauan Pustaka meliputi teori dasar sebagailandasan penulis dalam melakukan Tugas Akhir.

BAB IV: Metodologi Penelitian merupakan prosedur kerjayang dilakukan dalam Tugas Akhir ini.

BAB V: Hasil dan Pembahasan meliputi hasil dari penelitianserta pembahasan secara detail.

BAB VI: Penutup merupakan bagian penutup dari TugasAkhir ini yang memuat hasil dari penelitian berupakesimpulan dan saran untuk penelitian selanjutnya.

5

BAB IIGEOLOGI REGIONAL

2.1 Geologi Regional Cekungan Jawa Barat Utara2.1.1 Geometri Cekungan

Cekungan Jawa Barat Utara terletak di sebelah utara ataudi belakang Busur Gunung Api Jawa, sehingga saat ini dikenalsebagai cekungan busur belakang (back-arc basin). Namunberdasarkan beberapa penulis, pembentukan cekungan ini tidakberhubungan dengan struktur back-arc tapi terbentuk sebagai pull-apart basin.

Secara geografis cekungan ini berada pada 106º 30' - 108º40' BT dan 5º 00' - 6º 50' LS. Berbatasan dengan Seribu Platformdi bagian barat, Cekungan Sunda dan Asri di sebelah Barat Laut,dan di Utara, berbatasan dengan Arjuna Platue. Bagian Timur Lautberbatasan dengan Cekungan Vera dan Busur Karimun Jawa.Sebelah Timurnya berbatasan dengan Cekungan Jawa TengahUtara dan di bagian Selatan berbatasan dengan Cekungan Bogoryang dibatasi oleh Sesar Baribis

Penarikan batas Cekungan Jawa Barat Utara lebihdikontrol oleh batas isopach yang dipotong pada nilai 1.500 m.Cekungan Jawa Barat Utara memiliki luas area 23.340 km2, dantebal endapan sedimen berdasarkan data isopach berkisar 2.000 –4.500 m, dengan penebalan endapan ke Selatan cekungan.

Cekungan Jawa Barat Utara telah dikenal sebagaihydrocarbon province utama di wilayah Pertamina DOH JBB,Cirebon. Cekungan ini terletak di antara Paparan Sunda di Utara,Jalur Perlipatan – Bogor di Selatan, daerah Pengangkatan KarimunJawa di Timur dan Paparan Pulau Seribu di Barat. Cekungan JawaBarat Utara dipengaruhi oleh sistem block faulting yang berarahUtara – Selatan. Patahan yang berarah Utara - Selatan membagicekungan menjadi graben atau beberapa sub-basin, yaituJatibarang, Pasir Putih, Ciputat, Rangkas Bitung dan beberapatinggian basement, seperti Arjawinangun, Cilamaya, Pamanukan,Kandanghaur–Waled, Rengasdengklok dan Tangerang.

6

Berdasarkan stratigrafi dan pola strukturnya, serta letaknya yangberada pada pola busur penunjaman dari waktu ke waktu, ternyatacekungan Jawa Barat telah mengalami beberapa kali fasesedimentasi dan tektonik sejak Eosen sampai dengan sekarang(Martodjojo, 2002).

Gambar 2.1. Peta stuktur geologi Jawa Barat Utara (Pertamina-BPPKA,1996)

Hamilton (1979), menyebutkan adanya dua hal yang dapatmenjelaskan terjadinya cekungan pull-apart. Pertama, arahekstensi cekungan hampir tegak lurus dengan zona subduksi saatini dan kedua, kerak benua yang tebal terlibat dalam pembentukanstruktur rift cekungan tersebut.

7

Gambar 2.2 Model pull-apart basin pola struktur Cekungan Jawa BaratUtara.

2.1.2 Tektonostratigrafi dan Struktur GeologiCekungan Jawa Barat Utara terdiri dari dua area yaitu laut

(offshore) di Utara dan darat (onshore) di Selatan (Darman danSidi, 2000). Seluruh area di dominasi oleh patahan ekstensional(extensional faulting) dengan sangat minim struktur kompresional.Cekungan didominasi oleh rift yang berhubungan dengan patahanyang membentuk beberapa struktur deposenter (half graben),antara lain deposenter utamanya yaitu Sub-Cekungan Arjuna danSub-Cekungan Jatibarang, juga terdapat deposenter yang lainseperti : Sub-Cekungan Ciputat, Sub-Cekungan Pasirputih.Deposenter-deposenter itu didominasi oleh sikuen Tersier denganketebalan melebihi 5500 m.

Struktur yang penting pada cekungan tersebut yaitu terdiridari bermacam-macam area tinggian yang berhubungan denganantiklin yang terpatahkan dan blok tinggian (horst block), lipatanpada bagian yang turun pada patahan utama, keystone foldingdan mengena pada tinggian batuan dasar. Struktur kompresionalhanya terjadi pada awal pembentukan rift pertama yang berarah

8

relatif Barat Laut – Tenggara pada periode Paleogen. Sesar iniakan aktif kembali pada Oligosen. Tektonik Jawa Barat dibagimenjadi tiga fase tektonik yang dimulai dari Pra Tersier hinggaPlio-Pliostosen. Fase tektonik tersebut adalah sebagai berikut:

1. Tektonik PertamaPada zaman Akhir Kapur Awal Tersier, Jawa Barat Utara

dapat diklasifikasikan sebagai ‘Fore Arc Basin’ dengan ditemukanorientasi struktural mulai dari Cileutuh, Sub Cekungan Bogor,Jatibarang, Cekungan Muriah dan Cekungan Florence Barat yangmengindikasikan kontrol ‘Meratus Trend’. Pada periode ini terjadisesar geser mendatar menganan utama krataon Sunda akibat dariperistiwa tumbukan Lempeng Hindia dengan Lempeng Eurasia.Sesar-sesar ini mengawali pembentukan cekungan-cekunganTersier di Indonesia Bagian Barat dan membentuk Cekungan JawaBarat Utara sebagai pull apart basin.

Tektonik ektensi ini membentuk sesar-sesar bongkah (halfgraben system) dan merupakan fase pertama rifting (Rifting I: fillphase). Sedimen yang diendapkan pada rifting I ini disebut sebagaisedimen synrift I. Cekungan awal rifting terbentuk selamafragmentasi, rotasi dan pergerakan dari kraton Sunda. Dua trendsesar normal yang diakibatkan oleh perkembangan rifting-I (earlyfill) berarah N 60o W – N 40o W dan hampir N – S yang dikenalsebagai pola sesar Sunda. Pada masa ini terbentuk endapanlacustrin dan volkanik dari Formasi Jatibarang yang menutuprendahan-rendahan yang ada. Proses sedimentasi ini terusberlangsung dengan dijumpainya endapan transisi FormasiTalangakar. Sistem ini kemudian diakhiri dengan diendapkannyalingkungan karbonat Formasi Baturaja.

2. Tektonik keduaFase tektonik kedua terjadi pada permulaan Neogen (Oligo

– Miosen) dan dikenal sebagai Neogen Compressional Wrenching.Ditandai dengan pembentukan sesar-sesar geser akibat gayakompresif dari tumbukan Lempeng Hindia. Sebagian besar

9

pergeseran sesar merupakan reaktifasi dari sesar normal yangterbentuk pada periode Paleogen.

Jalur penunjaman baru terbentuk di Selatan Jawa. Jalurvulkanik periode Miosen Awal yang sekarang ini terletak di lepaspantai Selatan Jawa. Deretan gunung api ini menghasilkanendapan gunung api bawah laut yang tersebar di sepanjang SelatanPulau Jawa. Pola tektonik ini disebut Pola Tektonik Jawa yangmerubah pola tektonik tua yang terjadi sebelumnya menjadiberarah Barat – Timur dan menghasilkan suatu sistem sesar naik,dimulai dari Selatan (Ciletuh) bergerak ke Utara. Pola sesar inisesuai dengan sistem sesar naik belakang busur.

3. Tektonik TerakhirFase tektonik akhir yang terjadi adalah pada Pliosen –

Pleistosen, dimana terjadi proses kompresi kembali danmembentuk perangkap-perangkap sruktur berupa sesar-sesar naikdi jalur Selatan Cekungan Jawa Barat Utara. Sesar-sesar naik yangterbentuk adalah sesar naik Pasir dan sesar naik Subang,sedangkan di jalur Utara Cekungan Jawa Barat Utara terbentuksesar turun berupa sesar turun Pamanukan. Akibat adanyaperangkap struktur tersebut terjadi kembali proses migrasihidrokarbon.

Pada endapan (Miosen Awal-Plistosen) diendapkan secaraselaras batu gamping Formasi Baturaja ekuivalen dan batu pasir.Pengendapan selanjutnya berupa endapan laut dangkal FormasiCibulakan Atas dan Foramsi Parigi. Pengendapan terakhir ialahFormasi Cisubuh yang berada dibawah endapan aluvial yangterjadi hari ini.

10

Gambar 2.3 Sayatan melintang fisiografi cekungan dan busur gunungapi Jawa Barat (Pertamina, 1996)

2.1.3 Stratigrafi RegionalStratigrafi umum Jawa Barat Utara berturut – turut dari tua kemuda adalah sebagai berikut:

1. Batuan DasarBatuan dasar adalah batuan beku andesitik dan basaltik yang

berumur Kapur dan batuan metamorf yang berumur Pra Tersier(Sinclair, 1995). Lingkungan pengendapannya merupakan suatupermukaan dengan sisa vegetasi tropis yang lapuk(Koesoemadinata, 1980).

2. Formasi JatibarangFormasi ini dijumpai di bagian tengah dan Timur dari

Cekungan Jawa Barat Utara. Pada bagian Barat cekungan inikenampakan Formasi Jatibarang tidak banyak (sangat tipis)dijumpai. Formasi ini terdiri dari tufa, breksi, aglomerat, dankonglomerat alas. Formasi ini diendapkan pada fasies fluvial.Umur formasi ini adalah dari Kala Eosen Akhir sampai OligosenAwal. Pada beberapa tempat di Formasi ini ditemukan minyak dangas pada rekahan-rekahan tuff (Budiyani, dkk, 1991).

11

3. Formasi Talang AkarFormasi Talang Akar secara tidak selaras di atas Formasi

Jatibarang. Pada awalnya berfasies fluvio-deltaic sampai fasiesmarine. Litologi formasi ini diawali oleh perselingan sedimen batupasir dengan serpih non marine dan diakhiri oleh perselinganantara batu gamping, serpih, dan batu pasir dalam fasies marine.Formasi ini diperkirakan berkembang cukup baik di daerahSukamandi dan sekitarnya. Adapun terendapkannya formasi initerjadi dari Kala Oligosen sampai dengan Miosen Awal.

4. Formasi BaturajaFormasi ini terendapkan secara selaras di atas Formasi

Talang Akar. Pengendapan Formasi Baturaja yang terdiri dari batugamping, baik yang berupa paparan maupun yang berkembangsebagai reef buildup yang secara regional menutupi seluruhsedimen klastik Formasi Talang Akar di Cekungan Jawa BaratUtara. Perkembangan batu gamping terumbu umumnya dijumpaipada daerah tinggian. Namun, sekarang diketahui sebagai daerahdalaman. Formasi ini terbentuk pada Kala Miosen Awal – MiosenTengah. Lingkungan pembentukan formasi ini adalah pada kondisilaut dangkal, air cukup jernih, sinar matahari ada (terutama darimelimpahnya foraminifera Spriroclypens Sp).

5. Formasi Cibulakan AtasFormasi ini terdiri dari perselingan antara serpih dengan

batu pasir dan batu gamping. Batu gamping pada satuan iniumumnya merupakan batu gamping klastik serta batu gampingterumbu yang berkembang secara setempat – setempat. Formasiini diendapkan pada Kala Miosen Awal-Miosen Akhir. Formasi initerbagi menjadi 3 Anggota, yaitu:

a) MassiveAnggota ini terendapkan secara tidak selaras di atas

Formasi Baturaja. Litologi anggota ini adalah perselingan batulempung dengan batu pasir yang mempunyai ukuran butir darihalus – sedang. Pada massive ini dijumpai kandunganhidrokarbon, terutama pada bagian atas. Selain itu terdapat fosilforaminifera planktonik seperti Globigerina trilobus, foraminifera

12

bentonik seperti Amphistegina (Arpandi dan Patmosukismo,1975).

b) MainAnggota ini terendapkan secara selaras diatas Anggota

Massive. Litologi penyusunnya adalah batu lempung berselingandengan batu pasir yang mempunyai ukuran butir halus – sedang.Pada awal pembentukannya berkembang batu gamping dan pasir,dimana pada bagian ini anggota main terbagi lagi yang disebutdengan Mid Main Carbonat (Budiyani dkk,1991).

c) Pre ParigiAnggota Pre Parigi terendapkan secara selaras diatas

anggota main. Litologinya adalah perselingan batu gamping,dolomit, batu pasir dan batu lanau. Anggota ini terbentuk padaKala Miosen Tengah – Miosen Akhir dan diendapkan padalingkungan laut tengah hingga laut dalam (Arpandi &Patmosukismo, 1975) dengan dijumpainya fauna – fauna lautdangkal dan juga kandungan batu pasir.

6. Formasi ParigiFormasi ini terendapkan secara selaras di atas Formasi

Cibulakan Atas. Litologi penyusunnya sebagian besar adalah batugamping klastik maupun batu gamping terumbu. Pengendapanbatu gamping ini melampar ke seluruh Cekungan Jawa BaratUtara. Lingkungan pengendapan formasi ini adalah laut dangkal –neritik tengah (Arpandi & Patmosukismo, 1975). Batas bawahFormasi Parigi ditandai dengan perubahan berangsur dari batuanfasies campuran klastika karbonat Formasi Cibulakan Atasmenjadi batuan karbonat Formasi Parigi. Formasi ini diendapkanpada Kala Miosen Akhir – Pliosen.

7. Formasi CisubuhFormasi ini terendapkan secara selaras di atas Formasi

Parigi. Litologi penyusunnya adalah batu lempung berselingandengan batu pasir dan serpih gampingan. Umur formasi ini adalahdari Kala Miosen Akhir sampai Pliosen – Pleistosen. Formasidiendapkan pada lingkungan laut dangkal yang semakin ke atas

13

menjadi lingkungan litoral – paralik (Arpandi & Patmosukismo,1975).

Tabel 2.1 Stratigrafi Cekungan Jawa Barat Utara (Pertamina, 1996)

14

2.1.4 Sedimentasi CekunganPeriode awal sedimentasi di Cekungan Jawa Barat Utara

dimulai pada kala Eosen Tengah – Oligosen Awal (fase transgresi)yang menghasilkan sedimentasi vulkanik darat – laut dangkal dariFormasi Jatibarang. Pada saat itu aktivitas vulkanisme meningkat.Hal ini berhubungan dengan interaksi antar lempeng di sebelahSelatan Pulau Jawa, akibatnya daerah-daerah yang masih labilsering mengalami aktivitas tektonik. Material-material vulkanikdari arah Timur mulai diendapkan.

Periode selanjutnya merupakan fase transgresi yangberlangsung pada kala Oligosen Akhir – Miosen Awal yangmenghasilkan sedimen trangresif transisi – deltaik hingga lautdangkal yang setara dengan Formasi Talang Akar pada awalpermulaan periode. Daerah cekungan terdiri dari dua lingkunganyang berbeda yaitu bagian Barat paralik sedangkan bagian Timurmerupakan laut dangkal. Selanjutnya aktivitas vulkanik semakinberkurang sehingga daerah-daerah menjadi cukup stabil.Kemudian air laut menggenangi daratan yang berlangsung padakala Miosen Awal mulai dari bagian Barat Laut terus ke arahTenggara menggenangi beberapa tinggian kecuali tinggianTangerang. Dari tinggian-tinggian ini sedimen-sedimen klastikyang dihasilkan setara dengan formasi Talang Akar.

Pada Akhir Miosen Awal daerah cekungan relative stabil,dan daerah Pamanukan sebelah Barat merupakan platform yangdangkal, dimana karbonat berkembang baik sehingga membentuksetara dengan formasi Baturaja, sedangkan bagian Timurmerupakan dasar yang lebih dalam. Pada kala Miosen Tengahyang merupakan fase regresi, Cekungan Jawa Barat Utaradiendapkan sedimen – sedimen laut dangkal dari formasiCibulakan Atas. Sumber sedimen yang utama dari formasiCibulakan Atas diperkirakan berasal dari arah Utara – Barat Laut.Pada akhir Miosen Tengah kembali menjauhi kawasan yang stabil,batu gamping berkembang dengan baik. Perkembangan yang baikini dikarenakan aktivitas tektonik yang sangat lemah danlingkungan berupa laut dangkal. Kala Miosen Akhir – Pliosen

15

(fase regresi) merupakan fase pembentukan Formasi Parigi danCisubuh. Kondisi daerah cekungan mengalami sedikit perubahandimana kondisi laut semakin berkurang masuk kedalamlingkungan paralik.

Pada Kala Pleistosen – Aluvium ditandai pengangkatansumbu utama Jawa. Pengangkatan ini juga diikuti oleh aktivitasvulkanisme yang meningkat dan juga diikuti pembentukan strukturutama Pulau Jawa. Pengangkatan sumbu utama Jawa tersebutberakhir secara tiba-tiba sehingga mempengaruhi kondisi laut.Butiran-butiran kasar diendapkan secara tidak selaras diatasFormasi Cisubuh.

2.1.5 Sistem Petroleum1. Batuan Induk

Terdiri atas batuan dari bagian atas Formasi Jatibarang,Anggota Cibulakan Bawah (Formasi Talang Akar), AnggotaCibulakan Tengah (Formasi Baturaja). Formasi Baturaja jugadapat bertindak sebagai batuan induk mengingat kandunganmaterial organik yang cukup, meskipun nilai HI rendah. Hal inijuga didukung oleh Napitulu dkk (1997) yang menyebutkanadanya minyak dari karbonat.

2. Batuan ReservoirBerupa batu pasir tufa – vulkanik Formasi Jatibarang, batu

pasir delta Anggota Cibulakan Bawah (Formasi Talang Akar) danbatu pasir delta Anggota Cibulakan Atas. Batu gamping FormasiBaturaja, Formasi Gumai, dan Formasi Parigi ditemukan di dalamdua sumur pemboran di daerah Jatibarang.

3. PerangkapTerdiri dari perangkap struktur berupa antiklin, sesar-

antiklin, dan sesar. Juga didapati perangkap stratigrafi, yaituberupa perubahan fasies dan batu gamping, ketidakselarasan danpembajian.

4. Batuan PenyekatTerdiri dari serpih Formasi Gumai dan Formasi Air

Benakat, dan batu lempung Formasi Cisubuh.

16

“Halaman ini sengaja dikosongkan”

17

BAB IIITINJAUAN PUSTAKA

3.1 Data LogData log membantu menentukan karakteristik fisik dari

batuan, seperti; litologi, porositas dan permeabilitas. Data logdigunakan untuk mengidentifikasi zona produktif, menentukankedalaman dan ketebalan zona tersebut, untuk membedakan antaraminyak, gas atau air dalam sebuah reservoar dan untukmengestimasi cadangan hidrokarbon.

Dua parameter utama yang ditentukan dari pengukuran logpada sebuah sumur adalah porositas dan ruang pori yang terisihidrokarbon. Parameter yang digunakan dalam interpretasi logditentukan secara langsung dan secara tidak langsung,pengukurannya dilakukan oleh satu dari tiga tipe yang umumdigunakan dalam logging: (1) electrical, (2) nuclear dan (3)acoustic atau sonik. Penamaan tersebut berdasarkan pada sumberyang digunakan dalam pengukuran. Sumber yang berbeda akanmenghasilkan log yang terdiri dari satu atau lebih kurva yangberhubungan dengan beberapa parameter di dalam batuan disekitar lubang bor (Harsono, 1994).

Respon log dipengaruhi oleh beberapa parameter pentingpada batuan:

Porositas Litologi Saturasi Fluida Resistivitas

3.1.1 PorositasPorositas didefinisikan sebagai rasio antara ruang pori

pada batuan dengan volume total batuan. Biasanya diekspresikandalam satuan atau dalam persen. Porositas diukur denganmenggunakan sonik, density dan neutron. Porositasdirepresentasikan dalam bentuk simbol atau “PHI” denganditambahkan awalan atau akhiran yang menunjukkan tipe

18

porositas tertentu. Misalnya, DPHI atau PHID untuk densityporosity. Ada tiga jenis porositas dalam log, yaitu sonic porosity,density porosity dan neutron-density porosity. Penentuan nilaiporositas pada lapisan reservoar menggunakan gabungan nilai daridua kurva yaitu porositas densitas (ϕD) yang merupakan hasilperhitungan dari kurva RHOB dan porositas neutron (ϕN) yangdibaca dari kurva NPHI. Kurva RHOB yang mengukur berat jenismatriks batuan biasanya dikalibrasikan pada berat jenis matriksbatuan (batu gamping = 2,41 dan batu pasir = 2,65) serta diukurpada tempat pengeboran (Adi Harsono, 1997). Melalui rumusdibawah ini dapat ditentukan nilai porositas suatu batuan:

Dma b

ma f

.................................... (2.1)

Dimana: D : Porositas densitas

ma : Densitas matriks batuan, batu pasir 2,65; batugamping 2,41

b : Densitas bulk batuan, pembacaan RHOB

f : Densitas lumpur pemboran, pembacaanheader log

Pendekatan nilai porositas batuan dilakukan antara nilai porositasdensitas dan porositas neutron dengan menggunakan persamaan:

2 2

2ND

DN

.................................... (2.2)

Dimana: D : Porositas densitas

N : Porositas neutron

D N : Porositas densitas neutron

3.1.2 LitologiLitologi menggambarkan bagian padat pada batuan. Pada

konteks interpretasi sumur log, litologi dapat menjadi

19

penggambaran sederhana (sandstone, limestone atau dolomite),atau diberikan oleh kombinasi dari beberapa mineralogi utama.Litologi sangat penting dalam interpretasi log sumur karenainformasi litologi formasi mempunyai pengaruh pada respon logporositas.

3.1.3 Saturasi FluidaSaturasi fluida adalah persentase dari ruang pori pada

batuan yang terisi fluida tertentu (gas, minyak atau air). Saturasifluida biasanya dinyatakan dalam saturasi air (Sw). Saturasi airsecara umum berupa persen. Saturasi hidrokarbon merupakankonsep penting dalam interpretasi log karena saturasi hidrokarbonditentukan dari pengurangan terhadap besarnya saturasi air.Saturasi irreducible adalah saturasi air, dimana semua air masukke dalam matrik batuan. Tujuan menentukan saturasi air untukmenentukan zona yang mengandung hidrokarbon. Jika saturasi airbernilai 1 maka batuan terisi penuh dengan air tetapi jika pori –pori batuan mengandung fluida hidrokarbon maka nilai Sw akankurang dari 1 (Adi Harsono, 1997). Salah satu metode dalammenentukan nilai saturasi air adalah metode Archie yaitu:

F RwSw

Rt

..................................... (2.3)

Dimana: Sw : Saturasi air formasiF : Faktor formasiRw : Resistivitas air formasiRt : Resistivitas formasi, dibaca dari kurva

resistivitas

3.1.4 ResistivitasResistivitas adalah kemampuan batuan untuk

menghambat aliran arus listrik. Secara umum, matrik batuan danhidrokarbon (gas dan minyak) dalam pori batuan adalah sangatresistif. Resistivitas formasi tergantung pada jumlah dan salinitas

20

air yang terdapat pada formasi. Resistivitas formasi tergantungpada jumlah dan salinitas air yang terdapat pada formasi dankompleksitas sambungan pori yang mampu mengalirkan aliranlistrik. Resistivitas diukur dalam ohm–meter. Resistivitasdirepresentasikan dengan simbol R, biasanya dengan tambahanhuruf kecil yang mengindikasikan tipe resistivitas tertentu.Misalnya, Rw untuk resistivitas air atau Rt untuk resistivitassesungguhnya.

3.1.4 Lingkungan Lubang Bor

Gambar 3.1 Lingkungan dan zona pada lubang bor

Ketika lumpur bor masuk ke dalam formasi, maka lumpurakan memindahkan gas, minyak atau air yang ada, dankonsekuensinya akan mempengaruhi pengukuran logging. Invasipada formasi oleh filtrasi lumpur bor menghasilkan tiga zona disekitar lubang bor, invaded zone/flush zone, transition zone, danundistrub zone. Pada flushed zone, air formasi seluruhnya digantikan oleh

filtrasi lumpur, dan kemungkinan hidrokarbon yang

21

tergantikan mencapai 95%, merupakan zona yangterkontaminasi oleh air lumpur.

Pada transition zone, fluida formasi hanya sebagian sajayang tergantikan, merupakan zona transisi antara flushedzone dan undisturb zone.

Pada undisturb zone, pori tidak terkontaminasi denganfiltrasi lumpur dan formasi tersaturasi dengan fluida yangterdapat pada formasi.

Untuk mengetahui apakah terdapat lapisan permeabel dapatdiketahui dari harga kaliper, bila kaliper menunjukkan diameterlubang bor mengecil maka dapat dikatakan bahwa pada lubangsumur terdapat lapisan permeabel. Pada saat lumpur diinjeksikanke lubang bor maka air lumpur akan masuk ke dalam lapisanpermeabel, sehingga terbentuk kerak lumpur/mudcake padadinding sumur, dan kaliper membaca bahwa diameter lubang bormengecil, akibat dari adanya mudcake tersebut. Resistivitas padainvaded zone diukur dengan menggunakan Log resistivitas RMLL,pada transition zone diukur dengan menggunakan RS sedangkanpada undisturb zone resitivitas formasi (Rt) diukur denganmenggunakan RD (Harsono, 1997).

3.2. Identifikasi Zona Reservoar3.2.1 GR (Gamma Ray) Log

Keberadaan reservoar ditandai dengan nilai GR yangrendah. Nilai GR yang rendah menandakan terdapat lapisanpermeabel. Log GR merekam radioaktivitas alami bumi.Radioaktivitas GR berasal dari tiga unsur radioaktif yang adadalam batuan, yaitu Uranium-U, Thorium-Th dan Potasium-Kyang secara kontinu memancarkan GR dalam bentuk pulsa-pulsaenergi radiasi tinggi. Parameter yang direkam adalah jumlah daripulsa yang tercatat per satuan waktu (sering disebut cacah GR).Log GR diskala dalam satuan API (GAPI). Satu GAPI = 1/200 daritanggapan yang didapat dari kalibrasi standar suatu formasi tiruanyang berisi Uranium, Thorium dan Potasium dengan kuantitas

22

yang diketahui dengan tepat dan diawasi oleh American PetroleumInstitute (API) di Houston, Texas.

Tingkat radiasi serpih lebih tinggi dibandingkan batuanlain karena unsur-unsur radioaktif cenderung mengendap dilapisan serpih. Log GR biasanya ditampilkan pada kolom pertamadengan kurva SP dan Caliper. Biasanya diskala dari kiri ke kanandalam 0 – 100 atau 0 – 150 GAPI. Gamma Ray Log digunakanuntuk mengetahui besarnya kandungan clay (Vclay) pada batuansehingga dapat ditentukan batuan reservoarnya. Prinsip kerja dariGR Log adalah mengukur besarnya kandungan unsur radioaktifpada suatu batuan. Batuan yang mengandung unsur radioaktifbanyak terdapat pada lapisan shale/clay. Makin besar pembacaanGR pada log mengindikasikan banyak kandungan radioaktif.Analisis secara kualitatif dapat dilakukan dengan melihat kurvaGR yaitu dengan mencari lapisan yang permeabel dan lapisan yangtidak permeabel. Log GR dapat digunakan untuk memperkuatkurva SP sehingga dapat diketahui keberadaan dari batuanreservoar. Pada log gamma ray dapat ditentukan kandunganseberapa besar lapisan shale. Perhitungan volume shale inidiperoleh dari log gamma ray yang terbaca menggunakanpersamaan:

log min

max minsh

GR GRV

GR GR

........................... (2.4)

Dimana: logGR : Nilai gamma ray yang terbaca

minGR : Nilai gamma ray minimum

maxGR : Nilai gamma ray maksimum

shV : Volume shale

3.2.2 Log Sonic (DT)Log sonic merupakan log radioaktif yang menggambarkan

waktu tempuh kecepatan suara yang kemudian dipantulkankembali dan direkam oleh receiver. Waktu yang diperlukangelombang suara untuk sampai ke receiver disebut transit time

23

(Δt). Besar kecilnya Δt yang melalui formasi bergantung padabesar dan jenis porositas serta kandungan fluidanya.

Prinsip kerja dari Log Sonik adalah mengukur cepatrambat gelombang yang menjalar pada suatu material. Karenakerapatannya, maka cepat rambat gelombang pada material padatakan lebih cepat daripada cepat rambat gelombang pada materialberongga. Demikian juga jika suatu reservoar berisi gas, makacepat rambat gelombang akan mengalami suatu perlambatan. Olehkarenanya sonik dapat digunakan untuk identifikasi reservoar.

3.2.3 Log Neutron Porosity (NPHI)Pengukuran log neutron porosity pada evaluasi formasi

ditujukan untuk mengukur indeks hidrogen yang terdapat padaformasi batuan. Indeks hidrogen didefinsikan sebagai rasio darikonsentrasi atom hidrogen setiap sentimeter kubik batuan terhadapkandungan air murni pada suhu 75° F.

Jadi log neutron porosity tidak mengukur porositassesungguhnya dari batuan, melainkan kandungan hidrogen yangterdapat pada pori-pori batuan. Secara sederhana, semakin berporibatuan maka semakin banyak kandungan hidrogen dan semakintinggi indeks hidrogennya. Sebagai contoh shale yang banyakmengandung hidrogen dapat ditafsirkan memiliki porositas yangtinggi.

3.2.4 Log Density (RHOB)Log density digunakan untuk mengukur densitas batuan

disepanjang lubang bor. Densitas yang diukur adalah densitaskeseluruhan dari matriks batuan dan fluida yang terdapat padapori. Prinsip kerja alatnya adalah dengan emisi sumber radioaktif.Alat memancarkan sinar gamma ray sehingga sinar ini bertindaksebagai foton yang menumbuk elektron pada batuan. Makaterjadilah peristiwa efek Chompton dan fotolistrik. Semakinkompak batuan maka semakin banyak elektron yang terhamburakibat benturan dengan foton. Elektron yang terhambur inilah yangtercatat oleh alat detektor.

24

3.2.5 Log ResistivityResistivitas dari formasi adalah salah satu parameter

utama yang diperlukan untuk menentukan saturasi hidrokarbon.Arus listrik dapat mengalir di dalam formasi batuan disebabkankonduktivitas dari air yang dikandungnya. Batuan kering danhidrokarbon merupakan insulator yang baik kecuali beberapa jenismineral seperti graphite dan sulfida besi. Resistivitas formasidiukur dengan cara mengirim arus langsung ke formasi, seperti alatlateralog, atau menginduksikan arus listrik kedalam formasiseperti alat induksi. Dari nilai resistivitas dapat ditentukan suatufaktor resistivitas formasi dengan melibatkan parameter –parameter yang digunakan berdasarkan rumus Archie yaitu:

m

aF

................................... (2.5)

Dimana: F : Faktor resistivitas formasia : Koefisien litologi (batu gamping = 1 dan batu

pasir = 0,65) : Porositas densitas neutronm : Faktor sementasi (batu gamping = 2 dan batu

pasir = 2,15)

3.2.6 KaliperLog ini merupakan log penunjang keterangan, log ini

digunakan untuk mengetahui perubahan diameter dari lubang boryang bervariasi akibat adanya berbagai jenis batuan yang ditembusmata bor. Pada lapisan shale atau clay yang permeabilitasnyahampir mendekati nol, tidak terjadi kerak lumpur sehingga terjadikeruntuhan dinding sumur bor (washed out) sehingga dindingsumur bor mengalami perbesaran diameter. Sedangkan padalapisan permeabel terjadi pengecilan lubang sumur bor karenaterjadi endapan lumpur pada dindingnya yang disebut keraklumpur (mud cake). Pada dinding sumur yang tidak mengalamiproses penebalan dinding sumur, diameter lubang bor akan tetap.

25

Log ini berguna untuk mencari ada atau tidaknya lapisanpermeabel.

3.3. Seismik Refleksi3.3.1. Seismik

Salah satu metode seismik yang digunakan dalampencarian hidrokarbon adalah seismik refleksi. Seismik refleksibekerja dengan cara memanfaatkan gelombang pantul dari batas –batas tiap lapisan batuan bawah permukaan. Data yang digunakandari gelombang pantul ini adalah data waktu datang dan datakecepatan rambat gelombang. Hukum yang digunakan adalahHukum Snellius yang mengatakan bahwa sudut pantul gelombangdatang sama dengan sudut gelombang pantul.

Energi seismik yang menjalar kedalam bumi akanmengalami tiga bentuk hal yakni:

a. Devergensi spherical yaitu dimana kekuatan gelombangmenurun sebanding dengan jarak akibat adanya spreadinggeometris. Besar pengurangan energi ini berbandingterbalik dengan kuadrat jarak penjalaran gelombang.

b. Absorbsi yaitu energi berkurang karena terserap olehmassa batuan. Besar energi yang terserap ini sebandingdengan meningkatnya frekuensi.Sumber yang diledakkan di permukaan akan

menghasilkan gelombang akustik yang menjalar kesegala arah.Gelombang yang menjalar ke dalam bumi akan melewati batuan-batuan di dalamnya dan kemudian terpantulkan lagi ke permukaandan terekam oleh receiver.

Gelombang tersebut membawa semua informasi yangmenggambarkan kondisi bawah permukaan. Kemudian hasilrekaman tersebut akan diproses untuk mendapatkan hasil sesuaiyang diinginkan. Selama processing data, ada banyak tahap yangdilakukan seperti stacking, deconvolution, migration, danamplitude balancing. Tiap-tiap langkah tersebut mempunyaitujuan berbeda dan tentu saja hasil yang berbeda tergantung tujuanyang diinginkan.

26

Gambar 3.2.Gelombang yang dihasilkan oleh sumber akan menjalar kesegala arah. Gelombang yang terekam oleh receiver dapatmemberikan gambaran bawah permukaan.

3.3.2. Impedansi Akustik (AI)Impedansi Akustik (AI) yaitu ekstraksi dari densitas dan

kecepatan batuan yang besarnya biasanya dipengaruhi oleh tipelitologi, porositas, kandungan fluida, kedalaman, tekanan dantemperatur. Oleh karena itu AI dapat digunakan sebagai indikatorlitologi, porositas, jenis hidrokarbon, dan karakterisasi reservoar.AI dirumuskan sebagai:

AI ......................................(3.1)dimana:

AI = Impedansi akustik (m/s)(kg/m3) = Densitas (kg/m3) = Kecepatan gelombang seismik (m/s1)

Dalam mengontrol harga AI, kecepatan mempunyai artilebih penting daripada densitas. Sebagai contoh, porositas atau

27

material pengisi pori batuan (air, minyak, gas) lebihmempengaruhi harga kecepatan daripada densitas.

Semakin keras dan sukar dimampatkan suatu batuanmaka AI semakin besar, seperti batu gamping. Granit yang kerasmemiliki AI yang lebih tinggi, sedangkan batuan yang lunak danlebih mudah dimampatkan seperti lempung mempunyai AIrendah.

Model satu dimensi yang paling sederhana dan palingsering digunakan untuk trace seismik adalah modelkonvolusional, yang menyatakan bahwa trace seismik merupakankonvolusi antara reflektivitas bumi dengan suatu fungsi sumberseismik ideal (wavelet) dengan tambahan komponen noise.

t t t tS W KR n ............................................(3.2)dimana: tS = Trace seismik

tW = Wavelet seismik

tKR = Reflektifitas bumi

tn = Bising (noise)

Bila disimplifikasi dimana komponen noise sama dengan nolmaka:

t t tS W KR .....................................................(3.3)

Pada saat gelombang seismik melalui dua media dengannilai impedansi akustik berbeda maka sebagian energinya akandipantulkan. Perbandingan antara energi yang dipantulkan denganenergi datang pada keadaan normal adalah:

E pantul

E datangKR ............................(3.4)

2 12 1( )

AI AIKR

AI AI

…......................(3.5)

28

dimana: E = EnergiKR = Koefisien refleksi

1AI = Impedansi akustik lapisan atas

2AI = Impedansi akustik lapisan bawahDeret koefisien refleksi sebagai variasi kontras AI

dikonvolusikan dengan wavelet ditambah dengan noisemenghasilkan trace seismik. Besar amplitudo pada trace seismikmewakili harga kontras AI. Semakin besar amplitudonya makasemakin besar pula refleksi dan kontras AI-nya.

3.3.3. WaveletWavelet merupakan sinyal transient yang mempunyai

interval waktu dan amplitudo yang terbatas. Ledakan sumbergelombang menggambarkan suatu wavelet, karena saat ledakanterjadi (t=0), energi yang dibebaskan cukup besar dan dalamselang waktu tertentu energi tersebut akan habis.

Ada empat jenis wavelet yang umum diketahui (Gambar2.6) yaitu, wavelet fase nol (zero phase), fase minimum (minimumphase), fase maksimum (maximum phase) dan fase campuran(mixed phase). Dalam eksplorasi seismik wavelet yang biasadipakai adalah zero phase dan minimum phase (Russel,1991).Tipe-tipe wavelet tersebut mempunyai letak konsentrasi energiyang berbeda-beda. Wavelet yang berfase nol (zero phasewavelet) mempunyai konsentrasi maksimum di tengah dan waktutunda nol sehingga wavelet ini mempunyai resolusi yangmaksimum. Wavelet berfase nol (disebut juga wavelet simetris)merupakan wavelet yang lebih baik dari semua jenis wavelet yangmempunyai spektrum amplitudo yang sama. Wavelet berfaseminimum memiliki waktu tunda terkecil dari energinya. Waveletberfase maksimum (maximum phase wavelet) memiliki energiyang terpusat secara maksimal di bagian akhir dari wavelettersebut.

29

Gambar 3.3. Jenis-jenis wavelet

3.3.4. Amplitudo dan PolaritasSinyal pantul terjadi karena adanya pulsa seismik yang

masuk ke dalam medium yang mempunyai impedansi berbeda.Sinyal pantulan tersebut pada sepanjang lintasan seismikmenunjukkan perubahan besar amplitudo dari satu CDP ke CDPberikutnya. Selain perubahan amplitudo, sinyal pantul tersebutjuga akan mengalami perubahan waktu rambat. Hal ini akanmenyangkut adanya perubahan kedalaman dan kecepatan lapisanpemantul. Jika perubahan amplitudo sepanjang lintasan terjadisecara tiba-tiba, kemungkinan besar gejala tersebut diakibatkanoleh sesar, tetapi bila perubahan tersebut terjadi secara gradualsampai hilang sama sekali, kemungkinan telah terjadi perubahanlitologi.

Perubahan amplitudo dan polaritas terkadang jugamemberikan informasi penting mengenai keberadaan batuan –batuan reservoar yang potensial, seperti litologi, porositas, dankandungan zat cair (fluida). Polaritas dalam seismik mempunyaidua tipe, yaitu polaritas SEG dan polaritas Eropa. Kedua polaritasini saling berkebalikan.

30

Gambar 3.4. Polaritas SEG dan polaritas Eropa (normal dan reverse)

3.3.5. Well Seismik TieWell seismic tie adalah proses pengikatan data sumur

terhadap data seismik. Data sumur yang diperlukan untuk wellseismic adalah sonik (DT), densitas (RHOB), dan checkshot. Dataseismik umumnya berada dalam domain waktu dan data log beradapada domain kedalaman sehingga perlu dilakukan pengikatan.Langkah yang dibutuhkan adalah konversi data kedalaman kedomain waktu. Untuk konversi ini diperlukan data sonik log ataucheckshot.

3.3.6. Conversion Time to DepthKonversi data seismik ataupun peta struktur dari domain

waktu menjadi domain kedalaman merupakan hal yang sangatpenting didalam dunia eksplorasi migas. Pengambilan keputusanuntuk program pengeboran didalam domain waktu merupakan halyang sangat membahayakan. Karena seringkali interpretasididalam domain waktu akan menghasilkan penafsiran yangmenyesatkan terutama pada zona di bawah kecepatan tinggi sepertisub-salt ataupun sub-carbonate. Dibawah zona ini, akan diperoleh

31

pull up velocity anomaly atau antiklin semu padahal pada keadaansesungguhnya hanyalah datar-datar saja atau bahkan sinklin,seperti yang terlihat pada sketsa dibawah ini:

Gambar 3.5. Gambaran perbedaan struktur akibat perbedaan domainwaktu dan kedalaman (Edward, 2005)

Sebaliknya, pada zona dibawah kecepatan rendah seperti waterbottom dengan kemiringan yang tajam atau fluktuatif (canyon),loose material overburden atau rapid sedimentation, dibawahdetached listric normal faults dan shale diapir akan diperoleh pushdown velocity anomaly atau sinklin semu, padahal pada keadaansesungguhnya adalah antiklin.

Metoda yang dipakai dalam penentuan konversi time kedepth adalah hubungan antara waktu terhadap kedalaman.Hubungan ini akan memberikan nilai kecepatan yang nantinyadapat dimodelkan sehingga dengan model kecepatan ini kita dapatmengkonversi horizon dalam time ke depth. Beberapa rumuskecepatan yang ada antara lain:

1. V= Vo = Vint2. V= Vo + kZ

32

3. V= Vo + k(Z-Zo)Dalam pemodelan kecepatan tugas akhir ini digunakan rumuskecepatan V= Vo = Vint.

3.3.7. Konsep KorelasiKorelasi diartikan sebagai penentuan unit stratigrafi dan

struktur yang mempunyai persamaan waktu, umur, dan posisistratigrafi. Korelasi ini digunakan untuk pembuatan penampangdan peta bawah permukaan. Data yang digunakan dalam korelasiantar sumur adalah wireline log (terutama log gamma ray dan logresistivity) dan seismik. Maksud dilakukan korelasi untukmengetahui dan merekontruksi kondisi bawah permukaan, baikkondisi struktur maupun stratigrafi. Tujuan korelasi antar sumuradalah untuk: Menyusun sejarah geologi daerah penelitian. Manafsirkan kondisi geologi yang mempengaruhi

pembentukan hidrokarbon, migrasi, dan akumulasinyapada daerah penelitian.

Membuat penampang stratigrafi daerah penelitian danmengetahui penyebaran lateral maupun vertikal dari zonahidrokarbon.

3.4. Pengertian CadanganIstilah cadangan mempunyai beberapa pengertian sebagai berikut(Rukmana & Kristanto, 2012):

a. Initial Oil in Place (IOIP) adalah jumlah total minyakmula – mula yang terdapat di dalam suatu reservoirsebelum reservoir tersebut diproduksi. Oil reserve ataucadangan minyak adalah jumlah minyak yang ada dandapat diproduksi sampai ke permukaan secara komersial.

b. Recoverable Reserve (RR) adalah jumlah cadanganhidrokarbon yang dapat diperkirakan untuk diproduksi.

c. Ultimate Recovery (UR) adalah jumlah hidrokarbon yangdapat diproduksi sampai batas ekonomisnya. Pada UR ini

33

dapat berubah sewaktu – waktu tergantung padakelengkapan dan kemajuan teknologi yang ada.

d. Initial Gas in Place (IGIP) adalah jumlah gas total mula –mula yang terdapat di dalam suatu reservoir sebelumreservoir diproduksi.

e. Recovery Factor (RF) adalah angka perbandingan antarahidrokarbon yang dapat diproduksi dengan jumlah minyakmula – mula di dalam reservoir atau dengan kata lainperbandingan antara ultimate recovery terhadap oil inplace. RF ini dipengaruhi oleh tingkat heterogenitasreservoir pada wilayah tersebut dan mekanismependorongnya.

3.5. Metode Perhitungan CadanganTerdapat beberapa metode perhitungan cadangan antara

lain metode volumetrik, Monte Carlo, material balance, dandecline curve. Metode volumetrik umumnya digunakan pada tahapawal dari suatu lapangan minyak maupun gas. Prinsipnya metodeini meliputi perhitungan:

a. Jumlah minyak dan gas ditempat dengan gabunganpeta volumetris (geologi), analisa petrofisik, danteknik reservoir.

b. Fraksi dari minyak, gas, dan produk gabungan ditempat yang diharapkan dapat diproduksi secarakomersial.

Dalam perhitungan cadangan secara volumetris perludiketahui besarnya initial hidrokarbon in place, ultimate recoverydan recovery factor (Rukmana & Kristanto, 2012). Data yangdibutuhkan untuk perhitungan IOIP/IGIP secara volumetris adalahbulk volume reservoir (Vb), porositas batuan (Φ), saturasi fluida(Sf) dan faktor volume formasi fluida. Selain data – data sifat fisikbatuan (Φ, Sw, K) juga diperlukan data luas reservoir sertaketebalan formasi rata – rata. Hal ini diketahui jika telah dilakukanpengeboran deliniasi untuk mengetahui batas terluar reservoir.Pada metode volumetrik, data yang menunjang dalam perhitungan

34

adalah porositas dan saturasi hidrokarbon. Persamaan yangdigunakan dalam metode volumetrik adalah IGIP (initial gas inplace) atau IOIP (initial oil in place).

- Initial Oil in Place (IOIP)(1 )

7758b wV S

IOIP BblBoi

.............. (3.7)

dimana:IOIP = Oil in Place (STB, Stock Tank Barrels)7758 = Faktor konversi dari acre.ft ke barrels

bV = Volume bulk reservoar = Porositas sesungguhnya (%)

wS = Saturasi air (%)Boi = Oil formation volume factor (STB/bbls)

- Initial Gas in Place (IGIP)(1 )

43560b wV S

IGIP SCFBgi

...........(3.8)

dimana:IGIP = Gas in place (SCF, standart cubic feet)43560 = Faktor konversi dari acre.ft ke cubic.ft

bV = Volume bulk ke reservoar (acre.ft) = Porositas sesungguhnya (%)

wS = Saturasi air (%)Bgi = Gas formation volume factor (SCF/cuft)

Perhitungan volume reservoir dilakukan denganmenggunakan persamaan trapezoidal atau piramida yangdipengaruhi rasio luas antara kontur satu dengan kontur yangberada di atasnya. Persamaan trapezoidal dilakukan apabilaperbandingan luas area di atas dan dibawahnya lebih 0,5sedangkan persamaan piramidal digunakan apabila perbandinganluas area diatas dan dibawahnya lebih kecil dari 0,5 (Tearpock,

35

1982). Perbandingan antara luas area di atas dan di bawah dikenaldengan rasio area yang dirumuskan sebagai berikut:

1n

n

Arasio

A ..................................... (3.9)

dimana: nA = Luas daerah yang dilingkupi kontur n

1nA = Luas daerah yang dilingkupi kontur n+1

Pendekatan metode dalam perhitungan bulk volume ( bV ) reservoirdari peta net reservoar yaitu:

1. Metode PiramidalMetode ini digunakan bila harga perbandingan antara kontur yang

berurutan kurang atau sama dengan 0,5 atau 1nn

A

A < 0,5. Dimana

persamaan yang digunakan adalah:

( 1) ( 1)[ ]3b n n n nh

V A A A A ............ (3.10)

dimana:

bV = Bulk volume ( acre.ft)

nA = Luas daerah yang dikelilingi kontur ke-n (acre)

( 1)nA = Luas daerah yang dikelilingi oleh kontur ke n+1

h = Interval kontur reservoar (ft)

2. Metode TrapezoidalMetode ini digunakan bila harga perbandingan antara kontur yang

berurutan lebih dari 0,5 atau 1nn

A

A > 0,5. Dimana persamaan yang

digunakan adalah:

( 1)[ ]2b n nh

V A A ........................ (3.11)

dimana:

36

bV = Bulk volume ( acre.ft)

nA = Luas daerah yang dikelilingi kontur ke-n (acre)

( 1)nA = Luas daerah yang dikelilingi oleh kontur ke n+1

h = Interval kontur reservoar (ft)

37

BAB IVMETODOLOGI

Penelitian yang dilakukan berupa pengolahan data log dandata seismik 3D di ruang kerja karena seluruh data telah disediakanoleh PT. Pertamina UTC Lantai 11, Jalan Medan Merdeka TimurNomer 1A, Jakarta Pusat. Metode yang digunakan dalamperhitungan cadangan ini adalah pengintegrasian data log dan dataseismik 3D serta volume reservoar dengan cara pemetaan bawahpermukaan (meliputi peta time structure, peta depth structure, dannet reservoar). Beberapa tahapan yang dilakukan antara lain:

4.1 Tahapan PersiapanTahapan ini merupakan segala kegiatan yang dilakukan

sebelum dimulainya penelitian, meliputi pengajuan proposal kePT. Pertamina UTC serta perijinan baik di kampus maupunperusahaan.

4.2 Tahapan Penelitian4.2.1 Studi Pustaka

Studi pustaka ini dilakukan untuk mengetahui beberapainformasi dari beberapa referensi yang telah dilakukan olehbeberapa peneliti terdahulu di sekitar daerah penelitian. Studipustaka juga dilakukan pada beberapa referensi yang mendukungpenelitian ini secara keilmuan sehingga dalam pembahasannyaakan ditunjang dengan latar belakang serta teori yang kuat. Studipustaka pada daerah penelitian dilakukan secara regional dan lokalagar permasalahan – permasalahan yang ada dapat segeradirumuskan dan diselesaikan dalam bentuk laporan akhir.

4.2.2 Pengumpulan DataPengumpulan data dilakukan secara sistematis dengan

memperhatikan aspek – aspek kegunaan dari data itu sendiri. Datayang digunakan dalam penelitian ini meliputi:

38

a. Data Log SumurData log sumur lapangan Auri terdiri dari 3 sumur yaituMD#1, MD#2, dan MD#3 yang terdiri dari log gammaray, log kaliper, log ILD, log SFLU, log MSFL, log NPHI,log RHOB, dan log DT.Tabel 4.1 Daftar log yang tersedia dari tiap sumur

Data MD#1 MD#2 MD#3Log GR √ √ √

Log Kaliper - √ √Log ILD √ √ √

Log SFLU - √ √Log MSFL √ √ √Log RHOB √ √ √Log NPHI √ √ √

Log DT √ √ √Checkshot √ √ √DST/UKL √ √ -

b. Data SeismikData seismik yang digunakan merupakan seismik refleksi3D dan dapat menggambarkan keadaan bawah permukaanserta sebagai pengontrol struktur konfigurasi bawahpermukaan. Pengumpulan data seismik ini terdiri daribasemap, penampang seismik inline 1000 – 1440 danxline 4037 – 4465.

c. Data CheckshotData ini berupa data kedalaman dan waktu. Datacheckshot digunakan dalam pengikatan well top padasumur serta untuk proses time depth conversion.

d. Data Well ReportDalam data well report ini yang digunakan merupakandata Drilling Steam Test (DST) atau Uji KandunganLapisan (UKL) dan data top – top tiap formasi. Informasitop formasi yang diperlukan yaitu Formasi Parigi, FormasiCibulakan, Formasi Baturaja, Formasi Talang Akar, danFormasi Jatibarang.

39

4.2.3 Tahapan Analisis dan Interpretasi DataData yang telah terkumpul kemudian dianalisis sebagai

pedoman untuk membuat pembahasan. Pengolahan data tersebutmeliputi: tehapan well seismik tie, picking fault, picking horizon,korelasi, pembuatan peta time structure, velocity model, peta depthstructure, peta net reservoar, dan perhitungan cadanganhidrokarbon.

a. Tahapan Well Seismik TieData – data yang digunakan berupa data checkshot, datalog DT, dan log RHOB. Well seismik tie dilakukan agardata sumur terikat pada data seismik. Pada tahapan inimemiliki peran penting dalam penentuan posisi well toppada tiap formasi yang selanjutnya top formasi digunakandalam picking horizon.

b. Tahapan Picking Fault dan Picking HorizonData yang digunakan adalah data seismik refleksi denganjumlah inline 1000 – 1440 dan xline 4037 – 4465. Dimanapada tahapan ini akan menghasilkan suatu peta strukturwaktu pada top lapisan reservoar. Hasil yang didapatkanakan digunakan dalam time depth conversion.

c. Tahapan Velocity ModelPada saat mengubah peta time structure ke peta depthstructure diperlukan velocity model. Data yang digunakanpada penelitian ini berupa data checkshot masing - masingsumur dan peta time structure sebagai input utamanya.

d. Tahapan Peta Bawah PermukaanPelamparan sifat batuan yang diteliti pada daerahpenelitian dapat diketahui dari korelasi data log yangdiikatkan dengan data seismik yang kemudian integrasiantar keduanya diterjemahkan dan dimodelkan dalambentuk peta bawah permukaan. Hasil dari pembuatan petabawah permukaan ini akan digunakan untuk interpretasizona prospek hidrokarbon serta perkiraan besarnyavolumetrik cadangan hidrokarbon pada daerah penelitian.

40

e. Tahapan Peta Net ReservoarData peta net reservoar diperlukan dalam penentuanketebalan reservoar yang akan dihitung dalam perhitungancadangan hidrokarbon.

f. PembahasanPembahasan dilakukan berdasarkan data yang sudahdiolah terlebih dahulu dengan didukung oleh beberapareferensi serta teori yang ada. Interpretasi – interpretasiyang telah dilakukan, disempurnakan kembali denganmelihat beberapa aspek geologi yang sifatnya lebihregional.

g. KesimpulanHasil dari pembahasan di atas akan menjadi pertimbanganpenulis dalam membuat kesimpulan dan menentukansaran yang berguna dalam pengembangan produksiselanjutnya.

4.2.4 Penyusunan LaporanTahap penulisan laporan dilakukan selama penelitian

berlangsung. Agar mendapatkan susunan laporan yang sistematisdan mudah dibaca ileh para pembaca maka penulis membagilaporan ini dalam beberapa bab, yaitu : Bab 1. Pendahuluan, BabII. Geologi Regional, Bab III. Tinjauan Pustaka, Bab IV.Metodologi, Bab V. Analisis Data dan Pembahasan, Bab VI.Kesimpulan.

41

Diagram Alir Penelitian

Gambar 4.1 Bagan Alir Penelitian

Seismik3D

DataCheckshot

Wireline logLog Sumur (GR, CALI,

ILD, SFLU, MASL,RHOB, dan NPHI)

Well Seismic Tie Sumur MD#2

MarkerStratigrafi

Well report

Pemetaan Bawah Permukaan Peta time structure Velocity Model Velocity Map Peta depth structure Peta net reservoar

Mulai

Selesai

Picking dan InterpretasiFault

Picking dan InterpretasiHorizon

3D model Fault Surface (time)

PerhitunganCadangan

42

Dambar 4.2 Diagram Alir Well Seismik Tie

Gambar 4.3. Diagram Alir Velocity Model

Well Time DepthRelationship

Vo dan k

Koreksi well top

Surface domain depth

Checkshot

Quality Control Checkshot

Surface domain time

Velocity Model

Time Depth conversion

Koreksi log DTterhadap checkshot Log Density

Acoustic Impedance

Koefisien Refleksi SeismogramSintetik

Extract Seismik

Wavelet

Well SeismikTie

Strech dan squeezing

43

BAB VANALISIS DATA DAN PEMBAHASAN

Data yang digunakan dalam penelitian pemetaan bawahpermukaan dan perhitungan cadangan hidrokarbon ini meliputidata subsurface dan data primer.

5.1 Penentuan dan Karakteristik Lapisan ReservoarInterpretasi litologi bawah permukaan pada sumur

menggunakan interpretasi dari log radioaktivitas dan logresistivitas yaitu data log radioaktivitas terutama menggunakan loggamma ray yang mempunyai skala 0 – 150 API dan didukung daridata log neutron dan densitas. Berdasarkan beberapa data logtersebut, maka litologi yang ada pada sumur adalah batu gamping.(Gambar 5.1)

Pada sumur MD#2 terdapat litologi batu gamping. Daridata log yang ada di sumur ini, kurva gamma ray mempunyai nilaiyang relatif kecil. Pada nilai resistivitas, batu gamping memilikinilai yang tinggi dibanding dengan batu pasir. Pada log porositasyaitu kurva log RHOB menunjukkan nilai yang relatif besardibanding dengan batu pasir dan kurva log NPHI menunjukkannilai yang relatif kecil sehingga menunjukkan crossover antara dualog tersebut. Keterdapatan batu gamping pada interval 1765 – 1824meter.

Penentuan reservoar didapat dari data well report yaknidengan menggunakan data drilling steam test (DST). DSTmerupakan data pengukuran kandungan suatu fluida pada saat dilapangan. Data ini dilakukan pada kedalaman tertentu. Tujuannyaadalah untuk mengetahui batas kontak air dengan hidrokarbon.Pada sumur MD#2 didapatkan batas kontak Gas Water Contact(GWC) pada kedalaman 1824 meter. Sehingga zona di atas GWCini merupakan zona reservoar target. Jenis fluida yang terkandungdalam sumur MD#2 dapat diketahui melalui data DST pada sumurMD#2. Pada DST jenis fluida MD#2 di kedalaman 1824 metermerupakan potensi akan gas hidrokarbon.

44

Pada sumur MD#1 memiliki jenis kontak yaitu Oil WaterContact (OWC) pada kedalaman 1839 meter. (Gambar 5.2)

Gambar 5.1 Karakteristik Sumur MD#2

45

Gambar 5.2 Karakteristik Sumur MD#1

5.2. Analisis SeismikDalam penelitian ini yang digunakan data seismik refleksi

tiga dimensi yang di running pada 14 Januari 2015.

46

Gambar 5.3 Basemap Line Seismik

5.2.1 Well Seismik TieSebelum melakukan interpretasi seismik (picking horizon)

untuk proses lebih lanjut diperlukan pengikatan penampangvertikal sumur dengan penampang horizon seismik. Well seismiktie merupakan meletakkan horizon seismik (dalam domain waktu)pada posisi kedalaman yang sebenarnya agar dapat dikorelasikandengan data geologi lain dan diplotkan pada skala kedalamandengan memindahkan data sumur ke dalam data seismik sehinggaakan diketahui penempatannya. Pengikatan ini bertujuanmengetahui top formasi yang diteliti pada penampang seismik.Cara yang digunakan adalah dengan mengkonvolusikan deretreflektivitas sumur dengan suatu wavelet (pada penelitian iniadalah wavelet hasil ekstraksi) sehingga menghasilkan sintetik

47

seismogram yang mendekati trace seismik pada posisi sumurtersebut.

Alur kerja pengerjaan pengikatan data sumur denganseismik disajikan pada bab metodologi. Wavelet hasil dariekstraksi tersebut kemudian digunakan dalam proses pengikatandata sumur dan seismik dengan seismogram sintetik yangdihasilkan dari konvolusi wavelet dengan acoustic impedance logsumur (perkalian log densitas dan log sonik dalam hal ini log DT).Sintetik seismogram tersebut diikatkan dengan trace data seismikdi sekitar lokasi sumur dengan bantuan well top sumur pada zonatarget yaitu Baturaja. Selanjutnya data sumur domain kedalamandikonversi menjadi fungsi waktu serta sampel interval disamakandengan seismik. Untuk mencocokkan trace seismik dan sintetikdilakukan cara streching dan squeezing sedemikian sehinggadiperoleh korelasi yang tinggi.

Metode yang digunakan dalam well seismik tie dalampenelitian ini adalah metode checkshot dengan menggunakansurvei kecepatan dan travel time. Metode chechshot kecepatandiukur dalam lubang bor dengan sumber gelombang di ataspermukaan. Sebaiknya sumber gelombang yang digunakan samadengan yang dipakai pada survei seismik. Kemudian kecepatantersebut di compare dengan travel time yang nantinya akandidapatkan data kedalaman tiap lapisan batuan. Sehingga dari datalog dapat ditentukan posisi horizon yang akan dilakukan prosespicking. Tujuan dari checkshot ini untuk mendapatkan kurvakedalaman dan waktu yang dimanfaatkan lebih lanjut untukpengikatan data seismik dan sumur, perhitungan kecepataninterval, kecepatan rerata dan koreksi log sonik pada pembuatandata seismogram sintetik.

48

Gambar 5.4 Well Seismik Tie

5.2.2 Interpretasi StrukturPada lapangan Auri Utara terdapat struktur sesar yang

diinterpretasikan sebagai sesar normal dengan arah Utara – Selatandan Timur Laut – Barat Daya. Di dalam sistem petroleum, sesar –sesar tersebut berperan sebagai perangkap struktur, dimanahidrokarbon yang mengalami migrasi akan terjebak didalamperangkap struktur tersebut. Adanya perangkap struktur di daerahpenelitian menyebabkan hidrokarbon yang terakumulasididalamnya menjadi cukup besar.

49

Gambar 5.5 Penampang Seismik 2 Dimensi Lintasan xline 4255

Sesar pada suatu petroleum sistem akan menyebabkan berbagaimacam kondisi sehingga tidak mudah untuk suatu fluida terjebakdalam trap yang diakibatkan oleh sesar. Oleh karena itu, sesar aktifakan banyak menimbulkan rekahan – rekahan yangmemungkinkan fluida dapat bergerak lebih aktif. Pada FormasiBaturaja secara geologi memiliki sejarah akan potensi sesar yangaktif. Tapi pada saat ini sesar ini memiliki aktivitas menurundikarenakan endapan permukaan yang semakin menebal dancenderung pada keadaan kestabilan. Akibatnya, jika terdapat fluidapada Formasi Baturaja akan memiliki potensi yang besar untukterjebak, tentu saja hal ini dengan didukung lingkungan formasibatuan yang ada pada Formasi Baturaja.

50

Gambar 5.6 Struktur Sesar pada Formasi Baturaja

5.2.3 Pikcing HorizonSetelah dilakukan pengikatan data seismik dengan data

sumur kemudian dilakukan picking horizon dengan melihatkemenerusan reflektor dengan ciri – ciri wavelet yang menandakankemenerusan suatu formasi. Picking horizon sangatmempengaruhi nilai two way time sehingga diperlukanseismogram sintetik. Struktur lapisan akan mempengaruhikemenerusan reflektor seismik sehingga sebelum picking horizonperlu dilakukan picking fault. Formasi Baturaja pada sumur dapatdikonversi dari data log menuju data seismik menggunakanseismogram sintetik. Hasil picking horizon Formasi Baturajamenandakan bahwa lapisan tersebut menerus dan gelombang

51

reflektor dipengaruhi oleh kedalaman, porositas batuan maupunfluida yang terkandung didalamnya.

Struktur yang berkembang pada daerah penelitianmerupakan struktur yang memanjang dari Utara – Selatan denganmelintasi hampir semua line seismik dan terdapat struktur berarahTimur Laut – Barat Daya (Gambar 5.7). Struktur tersebut berupasesar normal yang merupakan bagian dari graben (Gambar 5.8).

Gambar 5.7 Penampang Seismik 2 Dimensi xline 4325

5.2.4 Time MappingPembuatan peta struktur waktu dilakukan setelah proses

picking horizon selesai karena pada peta struktur waktu data yangdigunakan adalah data seismik berupa two way time yang

52

didapatkan dari hasil picking horizon, yaitu dengan melihat nilaishot point yang terdapat pada lintasan seismik di setiap geophonekemudian ditarik garis lurus vertikal hingga memotong hasilpicking tersebut kemudian perpotongannya ditarik secarahorizontal untuk mendapatkan TWT dalam satuan milisekon. Padaumumnya nilai TWT tersebut didapat pada sebelah kanan dan kiridari penampang seismik.

Hasil TWT yang didapatkan tersebut kemudian diplotkanpada peta baseline seismik. Masing – masing shot point yangmemiliki nilai TWT sama dapat dihubungkan untuk mendapatkangaris kontur. Biasanya dimulai dengan nilai TWT yang dapatmembentuk closure atau rendahan. Tujuannya untukmempermudah pembuatan pola kontur peta struktur waktuberikutnya karena biasanya pola kontur dapat mengikuti polaclosure tersebut. Meskipun terkadang tidak membentuk polakontur yang benar – benar sama.

Dari hasil pembuatan peta strukur waktu ini diketahuiterdapat dua bentukan closure utama. Peta tersebut belummenggambarkan keadaan yang sebenarnya karena masih dalamsatuan waktu.

Gambar 5.8 Peta Struktur Waktu Formasi Baturaja

53

5.2.5 Time to Depth ConversionKonversi peta struktur dari domain waktu menjadi domain

kedalaman dilakukan untuk mendapatkan peta struktur kedalamanyang dapat digunakan saat interpretasi. Pada time mapping satuanwaktu yang digunakan masih dalam two way time sedangkan padapeta depth structure dibutuhkan satuan waktu one way time. Olehkarena itu dilakukan konversi two way time (TWT) menjadi oneway time (OWT) dengan cara membagi dua nilai TWT. Kemudiansatuan waktu OWT tersebut digunakan untuk mendapatkankecepatan dengan cara membagi nilai kedalaman terhadap OWT.Setelah diperoleh nilai kecepatan maka didapatkan peta depthstructure dengan cara mengalikan kecepatan dengan OWT.

Dari Gambar 5.9 dan 5.10 dapat dilihat bahwa baik petastruktur waktu maupun struktur kedalaman memiliki kontur yanghampir sama. Angka pada peta depth structure menunjukkankedalaman yang sesungguhnya. Peta kedalaman bisa dipakaikarena kontur yang ada pada peta telah sama pada kedalamansumur.

Dari Gambar 5.11 terlihat bahwa hasil model kecepatanyang telah dilakukan. Perlu diketahui bahwa model kecepatan inimenggunakan data checkshot dari masing - masing sumur. Olehkarena itu, data yang yang dihasilkan bergantung padaketersediaan masing - masing sumur. Jika diperhatikan dari modelkecepatan yang telah ada maka terdapat anomali pada bagiankanan warna ungu. Hal ini dapat terjadi karena pada sumur tersebutmemiliki data checkshot yang cukup sedikit sehingga penyebarandata kecepatan berbeda dan kurang merata dibanding dengansumur yang lainnya. Dari hasil peta kecepatan yang telah terbentukjuga dapat diketahui bahwa arah dari kecepatan merupakan lateral.Hal ini menunjukkan bahwa arah tersebut mengindikasikanpengendapan batuan yang cenderung ke arah lateral dan dianggapbatuan merupakan homogen isotropis karena memiliki nilaikecepatan yang sama secara horizontal. Dengan meninjau haltersebut, pengendapan secara lateral dapat saja terjadi di suatulingkungan pengendapan. Secara umum kecepatan akan

54

mengalami percepatan seiring bertambahnya kedalaman, hal initerlihat pula pada hasil Gambar 5.10

Gambar 5.9 Peta Struktur Kedalaman Formasi Baturaja

Gambar 5.10 Hasil Velocity Model

55

5.3 Net Reservoar MapPeta net reservoar merupakan peta yang dibuat dengan

data ketebalan batu gamping dalam lapisan reservoar. Ketebalanini merupakan ketebalan batu gamping yang tidak mengandungshale atau batu gamping bersih yang dibaca pada kolom mku(meter kedalaman ukur) atau UKL (Uji Kandungan Lapisan).Selain itu, penentuan net reservoar bisa diperkiraan melalui datalog yang ada pada sumur. Jika diperhatikan dari sumur MD#1posisi net reservoar terletak pada kedalaman 1815 – 1839 metersedangkan MD#2 pada kedalaman 1765 – 1824 meter. Penentuanzona ini didukung oleh data OWC (Oil Water Contact) untuksumur MD#1 pada kedalaman 1824 meter dan GWC (Gas WaterContact) untuk sumur MD#2 pada kedalaman 1839 meter. Jadididapatkan ketebalan untuk MD#1 adalah 24 meter sedangkanMD#2 memiliki ketebalan 59 meter.

Gambar 5.11 Peta Net Reservoar

Zona prospek hidrokarbon dibuat dengan tujuanmengetahui besarnya area yang mengandung adanya hidrokarbonserta penyebarannya dari reservoar tersebut. Dari data penentuanreservoar di atas maka penyebaran reservoar terdapat duareservoar utama yang berbeda yaitu MD#1 dan MD#2. Jikaditinjau dari peta depth Formasi Baturaja yang telah dibuat, posisi

56

kontur MD#1 dan MD#2 memang memiliki kontur terpisah dantidak ada keterkaitan sumur. Perlu diketahui bahwa jarak sumurMD#1 dengan MD#2 adalah 5 km sehingga dengan jarak tersebutmemungkinkan terjadinya perbedaan struktur pada daerah MD#1dan MD#2.

5.4. Analisa PetrofisikAnalisa petrofisik dilakukan menggunakan persamaan

dalam mencari nilai – nilai sifat fisik batuan yang akan digunakanuntuk perhitungan cadangan hidrokarbon selanjutnya. Nilai yangakan dihitung meliputi nilai porositas batuan, kandungan serpih,dan saturasi air pada kedalaman zona potensial. Pengolahannyadidukung oleh data Ascii tiap sumur dan perhitungan metodeArchie secara manual dapat dilakukan dengan Microsoft Excel.

5.4.1 Volume Shale (Vsh)Dalam menentukan volume shale, yaitu benyaknya

kandungan shale yang ada dalam suatu formasi. Contohperhitungan yang dilakukan pada sumur MD#1 pada kedalaman1820 meter.GR : 17,45GR min : 14,44GR max : 19,74Maka didapatkan besarnya volume shale sebesar:

17, 45 14, 440,56

19, 74 14, 44shV

5.4.2 Porositasa. Porositas Densitas (ϕD)

Contoh perhitungan yang dilakukan pada sumur MD#1 padakedalaman 1820 meter dengan besaran yang diketahui sebagaiberikut:ρb : 2,08ρma : 2,41ρf : 1 gr/cc

57

maka didapatkan besarnya porositas densitas sebesar:2, 41 2, 08

0, 232, 41 1

D

b. Porositas Densitas-Neutron (ϕ)Contoh perhitungan yang dilakukan pada sumur MD#1 pada

kedalaman 1820 meter dengan besaran yang diketahui sebagaiberikut:ϕD : 0.23ϕN : 0.21

2 2

(0,23) (0,21)0, 22

2

5.4.3 Faktor Resistivitas Formasi (F)Contoh perhitungan yang dilakukan pada sumur MD#1 pada

kedalaman 1820 meter dengan besaran yang diketahui sebagaiberikut:a : panjang jalur (turtuosity) diasumsikan 1 untuk limestonem : faktor sementasi, diasumsikan 2ϕ : 0,22maka didapatkan besarnya faktor resistivitas formasi (F) sebesar:

2

120,61

(0,22)F

5.4.4 Saturasi Air (Sw)Contoh perhitungan yang dilakukan pada sumur MD#1 pada

kedalaman 1820 meter dengan besaran yang diketahui sebagaiberikut:F : 20,61Rt : 0,16Rw : 11Maka didapatkan besarnya saturasi air sebesar:

58

20,61 0,160,55

11wS

5.5 Perhitungan Cadangan Hidrokarbon5.5.1 Perhitungan Volume Bulk

Untuk menghitung volume bulk dibutuhkan luas area danketebalan reservoar. Nilai luasan reservoar merupakan luasan areapeta struktur kedalaman yang telah ada Oil water Contact maupunGas Water Contact dan dapat dihitung dengan software secaralangsung.

Contoh perhitungan dilakukan pada reservoar MD#1dengan kandungan hirdrokarbon berupa minyak dimana diketahuisebagai berikut:

Gambar 5.12 Peta Net Reservoar Sumur MD#1

A0 = 1.254 x 106 meterA1 = 3.018 x 106 meterSehingga diperoleh nilai rasio sebesar:

0

10,415A

ARasio

59

Karena rasio < 0.5 maka digunakan persaman piramidal untukmendapatkan volume bulk, dimana diketahui sebagai berikut:A0 = 1.254 x 106 meterA1 = 3.018 x 106 meterh = 24 metersehingga diperoleh nilai volume bulk sebesar:

6 6 6 324

2(1.254 3.018 ) 51, 27310 10 101 mV

Selanjutnya dihitung luasan berikutnyaA1 = 3.018 x 106 meterA2 = 8.539 x 106 meter

0

10,35A

ARasio

Karena rasio < 0.5 maka digunakan rumus piramidal untukmendapatkan volume bulk, dimana diketahui sebagai berikut:A1 = 3.018 x 106 meterA2 = 8.539 x 106 meterh = 24 metersehingga diperoleh nilai volume bulk sebesar:

6 6 6 324

2(3.018 8.539 ) 138,68410 10 102 mV

Maka volume bulknya adalah:6 31 2 189,957 10b V VV m

Perlu diketahui bahwa,1 m3 = 0.0008 acre.ft

6 3189,957 151965,6 .10 acre ftm

5.5.2 Perhitungan IGIP dan IOIPSetelah itu digunakan persamaan perhitungan cadangan yaitu:

(1 )7758 b wV SIOIP

Boi

sebesar 0.22 dan Sw sebesar 0.55 sedangkan nilai Boi merupakannilai dari laboratorium sebesar 1.377

60

9151965 0, 22 (1 0,55)77581,377

81 10IOIP STB

Untuk reservoar area 2 digunakan cara yang sama dan diperolehsebagai berikut:

Tabel 5.1 Estimasi Cadangan Hidrokarbon Lapangan Auri Utaradan Auri Timur

No Sumur Vb (acre.ft) ϕ Sw Boi/Bgi IOIP(STB)

IGIP (Scf)

1. MD#1 151.965,6 0.220 0.55 1.377 81 x 109 -2. MD#2 40.063.349 0.242 0.64 0.006 - 253 x 1014

61

BAB VIPENUTUP DAN KESIMPULAN

6.1 KesimpulanDari hasil pengolahan data, analisis data, interpretasi dan

pembahasan maka dapat diambil beberapa kesimpulan sebagaiberikut :

1. Interpretasi data seismik dapat dipetakan berupa peta time,peta depth, peta net reservoar, serta didapatkan closurepada sumur MD#1 dan MD2 sesuai Gambar 5.8, Gambar5.9, dan Gambar 5.11.

2. Besarnya kandungan IOIP (Initial Oil in Place) padalapisan reservoar lapangan Auri Timur sumur MD#1sebesar 81 x 109 STB.

3. Besarnya kandungan IGIP (Initial Gas in Place) padalapisan reservoar lapa