SIKUEN STRATIGRAFI DAN PETROFISIKA RESERVOAR BATUPASIR FORMASI TALANGAKAR, CEKUNGAN SUMATERA SELATAN
3. Highstand System Tract (HST)
Endapan ini dihasilkan ketika muncul tingkat akumulasi sedimen yang melebihi tingkat kenaikan muka air laut relatif ataupun perubahan ruang akomodasi (Posamentier dan Allen, 1999).
Petrofisika
Log adalah suatu grafik kedalaman (atau waktu), dari satu set data yang menunjukkan parameter yang diukur secara berkesinambungan didalam sebuah sumur (Harsono, 1997). Porositas adalah bagian dari volume batuan yang tidak terisi oleh benda padat (Harsono, 1997). Saturasi air atau kejenuhan air yaitu bagian dari ruang pori yang berisi air (Harsono, 1997). Hasil analisis petrofisika hasil penelitian ini yaitu nilai volume shale, porositas, dan saturasi air. HASIL
Hasil analisis sikuen stratigrafi Sumur Z-20
Pada sumur ini terdapat beberapa sikuen pengendapan yang dimulai dari sikuen 2 dengan perkembangan system tract pada sikuen 2, sikuen 3, sikuen 4, dan sikuen 5 memiliki perkembangan system tract yaitu LST, TST, dan HST.
Hasil analisis Petrofisika Sumur Z-20
Hasil analisis petrofisika pada penelitian ini berupa nilai volume shale, nilai porositas, dan nilai saturasi air.
Seminar Nasional Kebumian XII
Hotel Sahid, 14 September 2017
Fakultas Teknologi Mineral, UPN ”Veteran” Yogyakarta ISBN 978-602-19765-5-5
DISKUSI
Analisis litologi Sumur Z-20
Hasil deskripsi pada cutting memperlihatkan litologi pada Sumur Z-20 ini adalah didominasi batupasir dengan ukuran butir halus. Terdapat kuarsa dengan butiran lepas, mempunyai sifat karbon.
Analisis Sikuen Stratigrafi Sumur Z-20
Pada sumur ini Formasi Talangakar terletak pada kedalaman 1360 mTVD-2410 mTVD. Analisis litologi menunjukan bahwa sumur ini terdapat perselingan batupasir dan serpih dengan sisipan batubara.
Pada sumur ini terdapat beberapa sikuen pengendapan yang dimulai dari sikuen 2 dengan perkembangan system tract LST-2, TST-2, HST-2, pada sikuen 2, sikuen 3, sikuen 4, dan sikuen 5 memiliki perkembangan system tract yang lengkap mulai dari LST, TST, dan HST. Fasies pengendapan Formasi Talangakar yang terbentuk pada sumur ini adalah upper delta plain,
distributary channel pada LST dengan bentuk kenampakan log cylindrical, Fasies pengendapan pada daerah lower delta plain, point bar dengan kenampakan pola log bell shape pada TST, sedangkan fasies pengendapan channel, delta front pada HST dengan kenampakan log funnel shape- cylindrical.
Reservoar sand AA berada di kedalaman 2277.24 mTVD - 2290.70 mTVD pada sikuen 2,
system tract HST-2 yang memiliki litologi perselingan batupasir dan serpih. Reservoar sand AB berada di kedalaman 2319.68 mTVD - 2341.08 mTVD juga terdapat pada sikuen 2, system tract
HST-2 yang memiliki litologi perselingan batupasir dan serpih. Dilihat dari kenampakan elektrofasies memiliki bentuk pola kurva log cylindrical. (Gambar 2).
Low Stand System Tract (LST)
Dari hasil analisis pada sumur Z-20 terdapat 4 (empat) unit LST yang ada pada daerah telitian yaitu pada Sikuen 2, Sikuen 3, Sikuen 4, dan Sikuen 5. Pada kenampakan data bawah permukaan, LST dicirikan oleh bentuk kurva log sinar gamma berupa cylindrical. (Gambar 3). Transgressive Systems Tract (TST)
Dari hasil pengamatan terdapat 4 (empat) unit TST yang ada pada daerah penelitian yaitu pada Sikuen 2, Sikuen 3, Sikuen 4, Sikuen 5. Data bawah permukaan menunjukkan TST dicirikan oleh bentuk kurva log sinar gamma dengan bentuk bell.
High Stand System Tract (HST)
Dari hasil pengamatan analisis sikuen stratigrafi, memperlihatkan terdapat 4 (empat) unit highstand system tract pada daerah telitian yaitu pada Sikuen 2, Sikuen 3, Sikuen 4, dan Sikuen 5. Pada kenampakan data bawah permukaan, HST dicirikan oleh bentuk kurva log sinar gamma berupa funnel. Tersusun atas litologi serpih yang kemudian bergradasi menjadi batupasir.
Analisis Petrofisika Sumur Z-20
Reservoar sand AA merupakan reservoar yang memiliki prospek bagus pada daerah penelitian. Dari data cutting menunjukan bahwa reservoar ini didominasi oleh batupasir dan sedikit terdapat serpih. Hasil analisis menunjukkan Reservoar sand AA mempunyai bentuk log sinar gamma yang umumnya blocky, nilai dari sinar gamma menunjukkan nilai yang rendah. Kurva dari log porositas yang menunjukkan cross over pada log neutron dan log densitas menandakan bahwa reservoar ini memiliki porositas yang bagus. Ketebalan dari Reservoar sand
AA berkisar 14 m. Hasil analisis petrofisika pada Reservoar sand AA memiliki nilai volume shale
sebesar 8%, nilai porositas efektif 19%, nilai saturasi air 69%. Sedangkan analisis dari Reservoar sand AB, dari data cutting menunjukan bahwa reservoar ini didominasi oleh batupasir dan sedikit bercampur dengan serpih. Dilihat dari kurva log sinar gamma, reservoar ini mempunyai bentuk blocky atau cylindrical dan log porositas yang berupa zona cross over
antara log neutron dan log densitas, hal ini membuktikan bahwa reservoar ini didominasi oleh batupasir. Bentuk log resistivitas yang menunjukkan nilai yang tinggi dan nilai yang rendah menunjukkan bahwa zona ini mengindikasikan terdapatnya akumulasi fluida hidrokarbon dan fluida air. Ketebalan dari reservoar ini berkisar 21 m. Analisis petrofisika pada Reservoar sand
AB memiliki nilai volume shale 5%, memiliki nilai porositas efektif 14%, memiliki nilai saturasi air 72% (Gambar 4). Adapun hasil mengenai perhitungan petrofisika disajikan dalam (Tabel 1).
KESIMPULAN
Litologi di daerah lapangan penelitian di dominasi oleh batupasir kuarsa.
Terdapat 4 sikuen pengendapan pada Sumur Z-20, interval Formasi Talangakar di daerah lapangan penelitian, 4 sikuen tersebut terdiri dari 4 Highstand System Tract (HST), 4
Transgressive System Tract (TST), 4 Lowstand System Tract (LST).
Hasil analisis petrofisika, pada Reservoar sand AA memiliki nilai volume shale 8%, nilai porositas efektif 19%, nilai saturasi air 69%. Kemudian untuk hasil analisis petrofisika pada Reservoar sand AB memiliki nilai volume shale sebesar 5%, memiliki nilai porositas efektif 14%, memiliki nilai saturasi air 72%.
DAFTAR PUSTAKA
Bishop, Michele. G., 2001. South Sumatra Basin Province, Indonesia: The Lahat/Talang Akar - Cenozoic Total Petroleum System. USGS: Wyoming, Colorado. 99-50-S. Halaman 2; 8 Harsono, A., 1997. Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log, Schlumberger Oilfield Services, Jakarta. Heidrick, T.L., dan Aulia, K., 1993. A Structural and Tectonic Model of The Coastal Plains Block,
Central Sumatra Basin, Indonesia. Proceedings Indonesian Petroleum Association, 22nd Annual Convention, IPA93-1.1-179 Jakarta, Hal. 285 – 317
Posamentier, H.W., and Allen, G.P., 1999. Siliciclastic Sequence Stratigraphy-Concepts and Applications, Society for Sedimentary Geology, Tulsa, Oklahoma. Hal 31-42
Selley, R.C., 1985. AncientSedimentary Environments 3rd edition, Cornell University Press, New
York. Hal 2.
Walker, R.G. dan James, N.P., 1992. Facies Models: Response to Sea Level Change. Geological Association of Canada, Canada.
LAMPIRAN
Tabel 1. Analisis Petrofisika Reservoar Sand AA Dan Reservoar Sand AB Pada Sumur Z-20 Zona Sumur Vsh Phie Sw Tebal Net
Sand AA Z-20 8% 19% 69% 14 m
Seminar Nasional Kebumian XII
Hotel Sahid, 14 September 2017
Fakultas Teknologi Mineral, UPN ”Veteran” Yogyakarta ISBN 978-602-19765-5-5
Gambar 1. Cekungan Sumatra Utara, Cekungan Sumatra Tengah, Dan Cekungan Sumatra Selatan (Heidrick Dan Aulia, 1993). Lokasi Penelitian Ini Ditunjukkan Dengan Kotak
Merah.
Gambar 3. Kenampakan LST Di Dalam Kurva Log Sumur Z-20 Yang Dibatasi Oleh SB Dan TS. Pada Gambar Terlihat Kurva Pola Log Bentuk Cylindrical Pada LST.
Seminar Nasional Kebumian XII
Hotel Sahid, 14 September 2017
Fakultas Teknologi Mineral, UPN ”Veteran” Yogyakarta ISBN 978-602-19765-5-5