ABSTRACT
PETROPHYSICAL ANALYSING FOR DETERMINE POTENCY OF HYDROCARBON AT WELL ELP-23 PRABUMULIH FIELD USING
INVERSION METHOD
By
ADI PRATAMA MANGGALA PUTRA
Well Logging play an important role in the activities of exploration and exploitation of oil and gas. Well logging is a technique for obtaining subsurface data by using a measuring instrument that is inserted into the wellbore, to evaluate the formation, identification of the characteristics of rocks in the subsurface and petrophysical analysis. Study of petrophysical properties can be done with qualitative analysis (quick look interpretation ) and quantitative analysis ( calculation ) which will then be acquired hydrocarbon zones in the form of productive layer thickness and the depth of the wells.
The research Field is located in Prabumulih on working area PT Pertamina EP Region Sumatra. well logging carried out ELP-23 at a depth of 1374,9528 – 2309,7744 m, which is divided into five zones based on hydrocarbon layer., zone 1 (one), 2 (two), 3 (three), 4 (four), and 5 (five). Where the data processed by using software Geoframe 4.4 with Inversion method .
Cut-off value for hydrocarbon zones in the well is Vsh ≤ 27%, Φ ≥ 15%, Sw ≤ 75%. Research results on the well ELP-23 suggests that hydrocarbon zones in zone 3 (three), 4 (four), and 5 (five) which is the Talang Akar formations. Where the net pay thickness is zone 3: 47.50 m, zone 4: 5,17 m, zone 5: 17,34 m.
ABSTRAK
ANALISIS PETROFISIKA UNTUK MENTUKAN POTENSI HIDROKARBON PADA SUMUR ELP-23 LAPANGAN PRABUMULIH
MENGGUNAKAN METODE INVERSI
Oleh
ADI PRATAMA MANGGALA PUTRA
Log sumur (Well Logging) memegang peranan penting dalam rangkaian kegiatan eksplorasi dan eksploitasi minyak dan gas bumi. Well logging merupakan suatu teknik untuk mendapatkan data bawah permukaan dengan menggunakan alat ukur yang dimasukkan ke dalam lubang sumur, untuk mengevaluasi formasi, identifikasi ciri- ciri batuan di bawah permukaan serta analisa Petrofisika. Studi sifat petrofisik dapat dilakukan dengan analisa kualitatif (quick look interpretation) dan analisa kuantitatif (perhitungan)dimana selanjutnya akan didapatkan zona hidrokarbon berupa ketebalan dan kedalaman lapisan produktif pada Sumur.
Daerah penelitian terletak di Lapangan Prabumulih pada wilayah kerja PT. Pertamina EP Region Sumatera. Log sumur (Well Logging) pada Sumur ELP-23 dilakukanlogging pada kedalaman 1374,9528–2309,7744 m, yang dibagi menjadi 5 (lima) zona berdasarkan lapisan hidrokarbon yaitu, zona 1 (satu), 2 (dua), 3 (tiga), 4 (empat), dan 5 (lima). Dimana pengolahan data dilakukan dengan menggunakan software Geoframe 4.4menggunakan metode Inversi.
Nilai cut-off untuk zona hidrokarbon pada sumur ini adalah Vcl ≤ 27%,Φ≥ 15%,Sw ≤ 76%. Hasil penelitian pada sumur ELP-23 menunjukkan bahwa zona hidrokarbon terdapat pada zona 3 (tiga), 4 (empat), dan 5 (lima) yang merupakan formasi Talang Akar. Dimana ketebalan net pay nya adalah Zona 3: 47,50 m, Zona 4: 5,17 m, Zona 5: 17,34 m
.
DAFTAR ISI
2.1.Geologi Regional Cekungan Sumatra Selatan ... 42.1.1. Letak Geografis Cekungan Sumatra Selatan ... 5
2.1.2. Latar Belakang Geologi ... 5
2.2.Geologi Lokal daerah penelitian ... 13
2.2.1. Struktur Geologi Prabumulih barat ... 13
2.2.2. Stratigrafi Geologi Lapangan Prabumulih ... 14
2.2.3. Petroleum System ... 15
3.2. Interpretasi Kualitatif ... 37
3.3. Interpretasi Kuantitatif ... 39
BAB IV METODOLOGI PENELITIAN
BAB V HASIL DAN PEMBAHASAN 5.1 Data Penelitian ... 59
5.1.1 Data Primer ... 59
5.1.2 Data Sekunder ... 60
5.2. Evaluasi Data ... 60
5.3. Interpretasi ... 61
5.3.1. Interpretasi Kualitatif ... 61
5.3.2. Interpretasi Kuantitatif ... 67
BAB VI KESIMPULAN DAN SARAN
6.1. Kesimpulan ... 95 6.2. Saran ... 96
DAFTAR TABEL
Tabel Halaman
1. Variasiharga densitas batuandengankandungan
fluidatertentu ... 32
2. daribeberapalapanganminyakbumi 3. Klasifikasi porositas ... 44
4. Data Primer ... 59
5. Data Sekunder ... 60
6. Potensi hidrokarbon di Sumur ELP-23 ... 93
DAFTAR GAMBAR
Gambar Halaman
1. Struktur Regional Cekungan Sumatera Selatan ... 4
2. Stratigrafi Paleogene Sumatera Selatan ... 6
3. Elemen tektonik Regional Sumatera Selatan ... 7
4. Stratigrafi Cekungan Sumatera Selatan ... 12
5. Peta Lokasi Prabumulih Barat dalam Kompleks Graben Limau... 13
6. Skematik diagram dari pengaturan wireline logging ... 19
7. Karakteristik Log Sp ... 21
8. Prinsip Kerja Alat Laterolog ... 23
9. Prinsip Kerja Alat Induksi ... 24
10.Kontras karakteristik resolusi lapisan dari alat resistivitasdan aplikasi geologinya ... 25
11.Format khas log resistivitas ... 26
12.Profil sumur bor terinvasi lumpur ... 27
13.Respon Log Gamma Ray terhadap batuan ... 29
14.Respon log densitas terhadap batuan ... 31
15.Respon Log Neutron ... 32
16.Log penentu jenis litologi ... 34
17.Tipikal Respon caliper untuk berbagai litologi ... 35
18.Sistem BHC ... 36
19.Well Log Response Chart ... 38
20.Pickett plot ... 46
21.Geoframe Workflow ... 53
22.Perhitungan Temperature Formasi ... 54
24.Diagram Alir Penelitian ... 58
25.Pembacaan pada Composite Log yang mengindikasikan Lapisan Permeable & Impermeable ... 62
26.Pembacaan pada Composite Log yang mengindikasikan Lapisan Reservoar ... 63
27.Identifikasi zona Minyak, Gas, Air dan Batubara ... 65
28.Crossplot RHOB vs TNPH ... 66
29.Crossplot RHOB vs U ... 66
30.Perhitungan Temperatur Formasi ... 69
31.Input Equation dan Volume ... 70
32.Channel Binding ... 72
33.Zonasi ... 73
34.Crossplot Neutron-Densitas-GR untuk Parameter Wet Clay ... 74
35.Crossplot Neutron-Densitas-GR untuk kuarsa... 75
36.Crossplot Neutron-GR ... 76 dengan Permeabilitas ... 84
43.Crossplot dan Regresi Porositas 15% - 20% dengan Permeabilitas ... 85
44.Crossplot dan Regresi Porositas 20% - 30% dengan Permeabilitas ... 86
45.Crossplot dan Regresi Porositas – Sw ... 87
46.Crossplot dan Regresi Vshale – Porositas ... 88
47.Pembagian Zona dengan WellPix ... 89
48.Input Summation model dan edit Nilai Cutoff ... 90
49.Summation Property dan edit Kurva ... 91
BAB I
PENDAHULUAN
1.1 Latar Belakang
Minyakdan gas bumi merupakan sumber energi yang tidak dapat diperbaharui dan masih belum dapat tergantikan sampai saat ini.Untuk itu, kegiatan eksplorasi dibidang migas harus
terus dilakukan. Untuk menemukan lokasi dengan sumber daya migas yang potensial, perlu dilakukan berbagai kegiatan eksplorasi yang melingkupi berbagai disiplin ilmu. Salah satu
pendekatan disiplin ilmu yang dilakukan adalah petrophysics yang mengaplikasikan pendekatan geologi dan fisika batuan. Petrofisik merupakan studi yang dilakukan untuk memperoleh sifat fisik batuan (reservoar) dan fluida. Salah satu cara untuk mendapatkan
sifat fisik reservoar adalah dengan melakukanwell logging pada sumur eksplorasi.
Well Logging merupakan suatu teknik untuk mendapatkan data bawah permukaan dengan
menggunakan alatukur yang dimasukkan kedalam lubang sumur, untuk evaluasi formasi dan identifikasi ciri-ciri batuan di bawah permukaan.TujuandariWell Logging adalahuntukmendapatkaninformasilitologi, pengukuranporositas, pengukuran resistivitas, permeabilitas dan kejenuhan hidrokarbon.Well Logging
dapat dilakukan pada saat pengeboran sedang berlangsung maupun pada saat setelah selesai pemboran. MetodeWell Logging merupakansuatumetode yang dapatmemberikan data yang
diperlukanuntukmengevaluasisecarakualitatif dankuantitatifadanyahidrokarbon.
Secaraumum, analisa log dibedakan atas tiga kompenen, yaitu loglitologi, logresistivitasdanlogporositas. Log litologiantara lain logGamma-Ray (GR)danlog
2
Sonic.Sedangkan untuk log Resistivitas terdiridari log Induksi dan laterolog.Komponen peralatan log sumur(Well Logging) secara umum antara lain detektor, alatpenerima
(receiver), alatperekam (recorder), kabelbaja, alatpengukurkedalaman (depth measurement), komputer, panel-panel kontrol (control panels) dankatrol. Data hasil Well Loggingini akan ditampilkan dalam bentuk kurva log. Dari hasil pembacaan datadan kurva log
digunakanuntukmengidentifikasizonaproduktif,menentukankedalamandanketebalanzona, jugamembedakanantaraminyak, gas, atau air di reservoar, danuntukmemperkirakan potensi
dancadanganhidrokarbon.
1.2 Permasalahan
DalammenentukanpotensiHidrokarbondalamsuatusumurpemboran,
perludilakukananalisaPetrofisika.Untukituperluditentukan parameter-parameter perhitungan yang tepat, yaitu: Volume Clay (Vclay), Porositas (Φ), Saturasi Air (Sw), Permeabilitas (K), dan Cut off dari parameter petrofisika.
1.3 Maksud dan Tujuan
Maksud dan tujuan dilakukannya Analisa Log sumur ELP-23Lapangan Prabumulih adalah:
1. Melakukan analisis kualitatif pada kurva log sumur ELP-23 untuk mengidentifikasi
lapisan produktif.
2. Menentukan Sifat-sifatpetrofisikdanfluida yang
dicerminkandalambentuknilai-nilaiporositas (Φ), permeabilitas (K), dan saturasiair (Sw) melalui analisa kuantitatif.
3. Menentukan besar dan kedalaman potensi hidrokarbon
3 Sebagai batasan masalah dalampenelitian ini adalahsebagai berikut :
1. Jenis log sumur yang digunakan adalah log sinar gamma (Gamma Ray Log),
Spontaneus Potensial (SP Log), log Caliper, log tahanan jenis (Resistivity Log), log densitas (FDL) dan Log neutron (CNL) dan Log sonic.
2. Jenisbatuanpenyusun reservoiradalahbatupasir yang berselingan dengan serpih
(Shallysand).
3. Pada lapisan batubara tidak dilakukan perhitungan.
4. Pengolahan data menggunakan softwareGeoframe 4.4 dengan menggunakan metode
BAB II
TINJAUANGEOLOGI
2.1. Geologi Regional Cekungan Sumatra Selatan
5 Secara umum, Pulau Sumatra terdiri atas tiga buah cekungan besar. Ketiga
buah cekungan itu adalah North Sumatra Basin, Central Sumatra Basin dan South Sumatra Basin. Wilayah penelitian berada di South Sumatra Basin atau Cekungan
Sumatra Selatan.
2.1.1 Letak Geografis Cekungan Sumatra Selatan
Lapangan Prabumulih terletak di Cekungan Sumatera Selatan (South
Sumatra Basin) yangmerupakan cekungan tersier berarah baratlaut tenggara, Cekungan ini dipisahkan dari Cekungan Sunda pada arah SE oleh Tinggian Lampung, dan dipisahkan dari Cekungan Sumatra Tengah oleh Tinggian Bukit
Tiga Puluh (Gambar 1).
2.1.2 Latar belakang Geologi Regional Sumatra Selatan
Cekungan Sumatera Selatan dan Cekungan Sumatera Tengah mempunyai
sejarah pembentukan yang sama dimana kedua cekungan tersebut merupakan suatu cekungan back-arc basin. Perkembangan dan pembentukan cekungan Sumatra Selatan dipengaruhi oleh tiga fasa tektonik utama : Fasa Rifting, Fasa
Sagging dan Fasa Kompresi.
Fasa Rifting ( Paleogene)
Fasa ini dimulai dengan adanya subduksi miring Lempeng Samudra Hindia terhadap Lempeng Benua Asia (Sunda Land) pada masa Pre-Tersier (Jura
Akhir-Kapur Awal), dengan arah konvergensi N 30 W sebagai fasa kompresi. Gerak penujaman miring ini membentuk sesar geser Jura Akhir dan sesar
6 Fasa Sagging ( Oligocene Akhir – Miocene Akhir )
Fasa ini diduga terbentuk karena proses penyeimbangan-penyeimbangan isostatis yang menghasilkan depresi – depresi dangkal yang selanjutnya
merubah cekungan Sumatera Selatan menjadi bersifat “back arc”.
Dari Oligosen Akhir sampai Miosen, di seluruh cekungan terjadi penurunan
(subsidensi) yang meluas.Penurunan ini bergabung dengan perubahan
“eustatic sea level” mengubah fasies sedimentasi dari yang bersifat
darat/lacustrine menjadi laut dangkal (Formasi Upper Talang Akar/TRM, Batu Raja).Selanjutnya terendapkan Formasi Gumai dan Air Benakat pada lingkungan laut yang lebih dalam (Gambar 2).
7 Fasa Kompresi (Plio – Pleistocene)
Pada akhir Miocene – Pliocene, cekungan Sumatra Selatan mengalami
peningkatan tektonik sebagai akibat tumbukan konvergensi lempeng Samudra Hindia dengan lempeng “Sunda Land”. Tektonik kompresi ini mengangkat
Bukit Barisan dan menjadi “source sedimen” baru di bagian barat
cekungan.Fasa tektonik kompresi ini sangat penting di dalam industri perminyakan, karena struktur-struktur yang terbentuk pada perioda ini banyak
menghasilkan struktur-struktur cebakan minyak bumi.Cebakan-cebakan yang terbentuk bukan hanya terbatas pada sedimen-sedimen berumur Miosen
Tengah dan Akhir, tetapi juga memperbesar cebakan-cebakan terdahulu (Pre-Early Miocene).Elemen Tektonik Regional dapat dilihat pada Gambar 2.3
8 2.1.3 Stratigrafi Regional Cekungan Sumatra Selatan
Pada dasarnya stratigrafi Cekungan Sumatera Selatan dikenal satu daur besar (megacycle) yang terdiri dari suatu transgresi dan kemudian diikuti oleh
regresi.Kelompok fase transgresi disebut kelompok Telisa yang terdiri dariFormasi Lahat, Talang Akar, Baturaja dan Formasi Gumai, sedangkan
kelompok fase regresi disebut kelompok Palembang yang terdiri dari Formasi Air Benakat, Muara Enim dan Formasi Kasai.
Berikut diberikan gambaran secara umum mengenai stratigrafi cekungan
Sumatera Selatan(Gambar 3).
Stratigrafi Cekungan Sumatera Selatan dibagi menjadi tiga kelompok yaitu
kelompok batuan Pra-Tersier, kelompok batuan Tersier serta kelompok batuan Kuarter.
1. Batuan Pra-Tersier
Batuan Pra-Tersier Cekungan Sumatera Selatan merupakan dasar cekungan (Basement) .Batuan ini diketemukan sebagai batuan beku, batuan metamorf dan batuan sedimen.Batuan Pra-Tersier ini diperkirakan
telah mengalami perlipatan dan patahan yang intensif pada zaman Kapur Tengah sampai zaman Kapur Akhir dan diintrusi oleh batuan beku sejak
orogenesa Mesozoikum Tengah.
2. Batuan Tersier
Urutan sedimentasi Tersier di Cekungan Sumatera Selatan dibagi menjadi
9 atas Formasi Lahat (LAF), Formasi Talang Akar (TAF), Formasi Baturaja
(BRF), dan Formasi Gumai (GUF). Sedangkan yang terbentuk pada tahap susut laut disebut Kelompok Palembang dari umur Miosen Tengah –
Pliosen terdiri atas Formasi Air Benakat (ABF), Formasi Muara Enim (MEF), dan Formsi Kasai (KAF).
a. Formasi Lahat (LAF)
Formasi ini terletak secara tidak selaras diatas batuan dasar, yang terdiri atas lapisan-lapisan tipis tuf andesitik yang secara berangsur berubah keatas menjadi batu lempung tufaan.Selain itu breksi andesit berselingan
dengan lava andesit, yang terdapat dibagian bawah.Formasi ini terdiri dari tuf, aglomerat, batulempung, batupasir tufaan, konglomeratan dan breksi
yang berumur Eosen Akhir hingga Oligosen Awal.Ketebalan dan litologi sangat bervariasi dari satu tempat ke tempat yang lainnya karena bentuk
cekungan yang tidak teratur.
b. Formasi Talang Akar (TAF)
Formasi Talang akar dibeberapa tempat bersentuhan langsung secara tidak
selaras dengan batuan Pra Tersier. Formasi ini dibeberapa tempat menindih selaras Formasi Lahat, hubungan itu disebut rumpang stratigrafi, ia juga menafsirkan hubungan stratigrafi diantara kedua formasi tersebut
selaras terutama dibagian tengahnya, ini diperoleh dari data pemboran sumur Limau yang terletak disebelah Barat Daya Kota Prabumulih
10 semakin atas semakin halus. Pada bagian teratas batupasir ini berubah
menjadi batupasir konglomeratan atau breksian.Batupasir berwarna putih sampai coklat keabuan dan mengandung mika, terkadang terdapat
selang-seling batulempung coklat dengan batubara, pada anggota ini terdapat sisa-sisa tumbuhan dan batubara, ketebalannya antara 40 – 830
meter.Sedimen-sedimen ini merupakan endapan fluviatil sampai delta.Formasi ini berumur Oligosen Akhir hingga Miosen Awal. Ketebalan formasi ini pada bagian selatan cekungan mencapai 460 – 610 meter, sedangkan pada bagian utara
cekungan mempunyai ketebalan kurang lebih 300 meter.
c. Formasi Baturaja (BRF)
Formasi ini diendapkan secara selaras diatas Formasi Talang Akar. Terdiri
dari batugamping terumbu dan batupasir gampingan.Di gunung Gumai tersingkap dari bawah keatas berturut-turut napal tufaan, lapisan
batugamping koral, batupasir napalan kelabu putih.Ketebalannya antara 19 - 150 meter dan berumur Miosen Awal.Lingkungan Pengendapannya adalah laut dangkal.
d. Formasi Gumai (GUF)
Formasi Gumai ini terdiri atas napal tufaan berwarna kelabu cerah sampai kelabu gelap.Kadang-kadang terdapat lapisan-lapisan batupasir glaukonit
yang keras, tuff, breksi tuff, lempung serpih dan lapisan tipis batugamping.Umur dari formasi ini adalah Awal Miosen Tengah (Tf2)
11 e. Formasi Air Benakat (ABF)
Formasi ini berumur dari Miosen Akhir hingga Pliosen.Litologinya terdiri atas batupasir tufaan, sedikit atau banyak lempung tufaan yang
berselang-seling dengan batugamping napalan atau batupasirnya semakin keatas semakin berkurang kandungan glaukonitnya.Ketebalan formasi ini
berkisar 250 – 1550 meter. Lokasi tipe formasi ini terletak diantara Air Benakat dan Air Benakat Kecil (kurang lebih 40 km sebelah utara-baratlaut Muara Enim (Lembar Lahat).
f. Formasi Muara Enim (MEF)
Formasi ini terdiri atas batulempung dan batupasir coklat sampai coklat kelabu, batupasir berukuran halus sampai sedang. Didaerah Palembang
terdapat juga lapisan batubara.Juga terdapat batulempung pasiran dan batulempung tufaan yang berwarna biru hijau, beberapa lapisan batubara
berwarna merah-tua gelap, batupasir kasar halus berwarna putih sampai kelabu terang. Ketebalan formasi ini sekitar 450 -750 meter.
g. Formasi Kasai (KAF)
Formasi ini mengakhiri siklus susut laut. Pada bagian bawah terdiri atas batupasir tufan dengan beberapa selingan batulempung tufaan, kemudian terdapat konglomerat selang-seling lapisan-lapisan batulempung tufaan
dan batupasir yang lepas, pada bagian teratas terdapat lapisan tuf batuapung yang mengandung sisa tumbuhan dan kayu terkersikkan
12 Gambar4.Stratigrafi Cekungan Sumatera Selatan (Koesomadinata, 1980.) 2.2Geologi Lokal Daerah Penelitian
2.2.1 Struktur Geologi Prabumulih Barat
T
Tuff ungu, hijau, merah dan coklat, lempung tuffan, breksi dan konglomerat. Bawah
Napal, lempung, serpih, serpih lanauan, kadan-kadang gamping dan pasir tipis, Globigerina biasa terdapat
Napal, gamping terumbu dan gamping lempungan
Pasir, pasir gampingan, lempung, lempung pasiran sedikit batubara, pasir kasar pada dasar penampang di banyak tempat.
Batuan beku aneka warna dan batuan sedimen yang termetamorfisir tingkat
Kerikil, pasir tuffan, dan lempung konkresi vulkanik, tuff batuapung
Lempung, lempung pasiran, pasir dan lapisan tebal batubara.
13 Struktur lapangan Prabumulih Barat dengan luas 3 x 2,5 km secara
struktural adalah antiklin ( four way dip closure ) dengan arah sumbu panjang secara regional N 110-116 E atau Tenggara Baratlaut (Gambar 5). Sebelah barat
dibatasi oleh sesar normal berarah utara selatan dengan kemiringan bidang sesar kearah barat (down to the west) dan sebelah selatan dibatasi oleh sesar naik
berarah timur – barat dan hampir sejajar dengan arah sumbu antiklin. Dari pemetaan Batas Minyak Air ( BMA ) dan Lowest Oil Tested atau Oil Down To yang mencakup seluruh lapangan mengikuti pola closure yang ada (four way dip
closure ),
Gambar 5.Peta Lokasi Prabumulih Barat dalam Kompleks Graben Limau (Pertamina, 2012.)
2.2.2 Stratigrafi Geologi Lapangan Prabumulih
14 Struktur stratigrafi Lapangan Prabumulih terdiri dari 5 (lima) formasi yang
secara berurutan dari permukaan yaitu, Formasi Muara Enim, Formasi Air Benakat, Formasi Gumai, Formasi Baturajadan Formasi Talang Akar. Dimulai
dari permukaan, yaitu Formasi Muara Enim. Formasi ini ditandai dengan kemunculan lapisan tebal batubara. Pada Formasi Muara Enim, terdapat pula
claystone dengan warna abu-abu hingga coklat terang, berbentuk blocky,
non-calcareous, ada pula sandstone berwarna abu-abu yang butirannya halus dengan distribusi ukuran buruk hingga sedang dannon-calcareous.
Formasi Air Benakat ditunjukkan dengan kehadiran sandstoneyang mendominasi, berwarna abu-abu, ukuran butir yang sangat halus, cukup keras,
sementasi berkapur, dan disertai kehadiran fosil seperti foraminifera namun tidak terlihat indikasi adanya minyak. Batugamping berwarna putih gelap yang terdapat bersamaan dengan mudstone. Shale atau batu lempung, berwarna abu
terang-gelap, berbentuk blocky dengan butiran yang halus,dijumpai adanya unsur karbonat.
Formasi Gumai didominasi oleh batu lempung dan serpih namun tetap
dijumpai lapisan sandstone dan batugamping dalam jumlah kecil. Batu lempungnya berwarna abu-abu gelap, dengan ukuran butir yang halus, berbentuk
blocky, dengan kekerasan sedang dan adanya unsur karbonat. Sandstone
berwarna abu-abu terang, abu-abu hingga coklat muda, dengan ukuran butir yang sangat halusdengan semen berupa calcareous dan poor sorted,
bentuknyabervariasi antara subangular hingga subrounded, kekerasan medium-hard. Batugamping pada formasi ini berwarna coklat, putih gelap, dengan
15 Formasi Baturaja ditandai dengan melimpahnya limestone berwarna putih
gelap, krem, berbentuk blocky dan tidak terlihat indikasi adanya minyak.Selain itu ada pulasandstone berwarna coklat terang dalam jumlah lebih sedikit,
kekerasannya sedang, ukuran butir sangat halus yang berbentuk subangular-subrounded, sekilas terlihat porositasnya buruk, mengandung calcareous dan
tidak terlihat adanya indikasi minyak. Shale berwarna coklat-gelap, abu-abu tua, berbentuk blocky.
Formasi Talang Akar berdasarkan hasil penelitian-penelitian terdahulu
dipercaya menjadi reservoar yang komersial di Cekungan Sumatera Selatan. Pada Formasi Talang Akar ini dijumpai adanya sandstone, batu lempung, pasir
gampingan dan lempung dengan sedikit batubara. Sandstonebervariasi dengan warna cerah, putih, abu-abu terang, bentuk butir bervariasi dari angular hingga
rounded terdistribusi baik, quartzlepas dan pada beberapa lapisan dijumpai
indikasi adanya minyak. Batubara pada formasi talang akar berbentuk blocky,
brittle, kekerasan rendah (soft). Batu lempung berwarna abu-abu tua, berbentuk
blocky dan ada material karbonat.
2.2.3 Petroleum System
Besarnya jumlah dan jenis hidrocarbon yang dihasilkan oleh suatu batuan tergantung pada tiga parameter pokok, yaitu: jenis material organik, kadar dan tingkat kematangannya. Jenis material organik (tipe kerogen) I & II berpotensi
menghasilkan minyak. Sedangkan tipe kerogen III berpotensi menghasilkan gas. Kadar organic diukur dari jumlah TOC (Total Organic Carbon). Untuk tingkat
16 Batuan Induk
Batuan yang dianggap sebagai sumber utama penghasil hidrokarbon di lapangan minyak Prabumulih Barat adalah shale/serpih pada Formasi Talang Akar dan Lahat. Batuserpih tersebut dinilai berpotensi karena
telah dalam kondisi matang (mature), dan telah menggenerasikan hidrokarbon.Pada Miosen Akhir-Pliosen pada kedalaman antara 2800 m terjadi proses pematangan hidrokarbon.
Batuan Reservoar
Reservoar utama di lapangan Prabumulih adalah batupasir formasi talang akar yang telah terbukti berproduksi di sumur-sumur existing. Batupasir
ini umumnya dari kelompok arenit yang didominasi oleh butiran ketimbang matrik. Penyusun utamanya adalah Kuarsa, sebagian feldspar
dan fragmen batuan, sortasi sedang. Batuan Penyekat (Seal)
Batuan penyekat adalah batuserpih dari formasi Talang akar yang
berselang seling dengan reservoir batupasir. Perangkap (Trap)
Perangkap yang berkembang di Struktur Prabumulih merupakan kombinasi antara perangkap struktur dan stratigrafi
Migrasi
Migrasi Hidrokarbon di Lapangan Prabumulih diperkirakan terjadi secara
insitu migration. Kematangan batuan induk Formasi Talang akar tercapai
17 terjadi lagi migrasi (secondary migration) melalui pola patahan yang
BAB III
TEORI DASAR
3.1Wireline Logging
Log merupakan suatu grafik kedalaman/waktu dari suatu set data yang
menunjukkan parameter diukur secara berkesinambungan di dalam sebuah sumur pemboran (Harsono, 1997). Prinsip dasar wireline log adalah mengukur
parameter sifat-sifat fisik dari suatu formasi pada setiap kedalaman secara kontinyu dari sumur pemboran. Adapun sifat-sifat fisik yang diukur adalah potensial listrik batuan/kelistrikan, tahanan jenis batuan, radioaktivitas, kecepatan
rambat gelombang elastis, kerapatan formasi (densitas), dan kemiringan lapisan batuan, serta kekompakan formasi yang kesemuanya tercermin dari lubang bor.
Well Logging dapat dilakukan dengan dua cara dan bertahap yaitu:
1. Openhole Logging
Openhole logging ini merupakan kegiatan logging yang dilakukan pada
sumur/lubang bor yang belum dilakukan pemasangan casing. Pada umumnya pada tahap ini semua jenis log dapat dilakukan.
2. Casedhole Logging
Casedhole logging merupakan kegiatan logging yang dilakukan pada sumur/ lubang bor yang sudah dilakukan pemasangan casing. Pada tahapan
19
Secara kualitatif dengan data sifat-sifat fisik tersebut kita dapat menentukan
jenis litologi dan jenis fluida pada formasi yang tertembus sumur. Sedangkan secara kuantitatif dapat memberikan data-data untuk menentukan ketebalan,
porositas, permeabilitas, kejenuhan fluida, dan densitas hidrokarbon.
20
3.1.1Log Listrik
Log listrik merupakan alat rekaman paling tua yang dipakai dalam industri perminyakan.Kurva-kurva SP dan resistivitas adalah merupakan rekaman standar
yang harus ada dalam setiap penampang stratigrafi sumur bor. Kegunaan log listrik adalah untuk interpretasi litologi dan dapat juga digunakan untuk
mendeteksi zona yang mengandung minyak atau tidak.Log ini juga dapat digunakan sebagai dasar dalam korelasi bawah permukaan.
A.Log Spontaneous Potensial (SP)
Log SP adalah rekaman perbedaan potensial listrik antara elektroda di permukaan dengan elektroda yang terdapat di lubang bor yang bergerak naik
– turun.Supaya SP dapat berfungsi maka lubang harus diisi oleh lumpur
konduktif. Log SP digunakan untuk : 1) Identifikasi lapisan permeabel
2) Mencari batas-batas lapisan permeabel dan korelasi antar sumur berdasarkan lapisan itu.
3) Menentukan nilai resistivitas air formasi (Rw)
4) Memberikan indikasi kualitatif lapisan serpih.
Pada lapisan serpih, kurva SP umumnya berupa garis lurus yang disebut garis
dasar serpih, sedangkan pada formasi permeabel kurva SP menyimpang dari garis dasar serpih dan mencapai garis konstan pada lapisan permeabel yang cukup tebal yaitu garis pasir. Penyimpangan SP dapat ke kiri atau ke kanan
21
Gambar 7. Karakteristik Log Sp (G. Asquith, 1976)
Log SP hanya dapat menunjukkan lapisan permeable, namun tidak dapat mengukur harga absolute dari permeabilitas maupun porositas dari suatu
formasi.Log SP sangat dipengaruhi oleh beberapa parameter seperti resistivitas formasi, air lumpur pemboran, ketebalan formasi dan parameter lainnya. Sehingga jika salinitas komposisi dalam lapisan lebih besar dari
salinitas lumpur maka kurva SP akan berkembang negative, dan jika salinitas komposisi dalam lapisan lebih kecil dari salinitas lumpur maka kurva SP
22
B.Log Resistivitas
Resistivitas atau tahanan jenis suatu batuan adalah suatu kemampuan batuan untuk menghambat jalannya arus listrik yang mengalir melalui batuan
tersebut (Darling, 2005).Nilai resistivitas rendah apabila batuan mudah untuk mengalirkan arus listrik, sedangkan nilai resistivitas tinggi apabila batuan
sulit untuk mengalirkan arus listrik.
Log Resistivity digunakan untuk mendeterminasi zona hidrokarbon dan zona air, mengindikasikan zona permeabel dengan mendeteminasi porositas
resistivitas, karena batuan dan matrik tidak konduktif, maka kemampuan batuan untuk menghantarkan arus listrik tergantung pada fluida dan pori
Alat-alat yang digunakan untuk mencari nilai resistivitas (Rt) terdiri dari dua kelompok yaitu Laterolog dan Induksi. Yang umum dikenal sebagai log Rt
memfokuskan arus listrik secara lateral ke dalam formasi dalam bentuk lembaran tipis. Ini dicapai dengan menggunakan arus pengawal (bucking current), yang fungsinya untuk mengawal arus utama (measured current)
23
tetap, resistivitas dapat dihitung dengan hukum ohm.Alat ini biasanya
digunakan untuk resistivitas menengah-tinggi.
Gambar 8. Prinsip Kerja Alat Laterolog(Harsono, 1997)
2) Induksi
Prinsip kerja dari induksi yaitu dengan menginduksikan arus listrik ke
formasi. Pada alat memanfaatkan arus bolak-balik yang dikenai pada kumparan, sehingga menghasilkan medan magnet, dan sebaliknya medan magnet akan menghasilkan arus listrik pada kumparan.
Secara umum, kegunaan dari log induksi ini antara lain mengukur konduktivitas pada formasi, mengukur resistivitas formasi dengan lubang
pemboran yang menggunakan lumpur pemboran jenis “oil base mud” atau
24
Penggunaan Lumpur pemboran berfungsi untuk memperkecil pengaruh
formasi pada zona batulempung/shale yang besar. Penggunaan Log Induksi menguntungkan apabila :
a) Cairan lubang bor adalah insulator misal udara, gas, air tawar,atauoil base mud.
b) Resistivity formasi tidak terlalu besar Rt < 100 Ω
c) Diameter lubang tidak terlalu besar.
Gambar 9. Prinsip Kerja Alat Induksi(Harsono, 1997)
Alat- alat mikro-resistivitas yang mampu memberikan resolusi lapisan yang sangat baik, yang terbaik dari semua alat logging.Inilah kemampuan yang digunakan dalam dipmeter dan alat pencitraan listrik.Pada skala yang
25
Gambar 10. Kontras karakteristik resolusi lapisan dari alat resistivitas dan aplikasi geologinya(G. Asquith &D. Krygowsky2004)
Untuk tujuan geologi, log resistivitas yang digunakan harus diketahui
kemampuan resolusinya.Log microtool memberikan resolusi sangat baik untuk dapat digunakan dalam interpretasi lapisan geologi.Log microtool ini paling baik digunakan untuk menginterpretasikan karakteristik lapisan
(gambar 10).Para-laterologs mampu menggambarkan lapisan pada skala yang tepat untuk indikasi batas lapisan, tetapi penggunaannya harus
26
Gambar 11. Format khas log resistivitas. (1) kombinasiDual Laterolog; (2) induction, kombinasi spherically focused log. (Schlumberger, 1989)
Ketika suatu formasi di bor, air lumpur pemboran akan masuk ke dalam
formasi sehingga membentuk 3 zona yang terinvasi(gambar 12) dan mempengaruhi pembacaan log resistivitas, yaitu :
a.Flushed Zone
Merupakan zona infiltrasi yang terletak paling dekat dengan lubang bor serta terisi oleh air filtrat lumpur yang mendesak Komposisi semula (gas, minyak ataupun air tawar).Meskipun demikian mungkin saja tidak seluruh Komposisi semula terdesak ke dalam zona yang lebih dalam.
b.Transition Zone
27
c.Uninvaded Zone
Merupakan zona yang tidak mengalami infiltrasi dan terletak paling jauh
dari lubang bor, serta seluruh pori-pori batuan terisi oleh Komposisi semula.
Gambar 12. Profil sumurbor terinvasi lumpur (www.petrolog.net)
3.1.2Log Radioaktif
A. Log Gamma Ray (GR)
Log Gamma Ray merupakan suatu kurva dimana kurva tersebut menunjukkan besaran intensitas radioaktif yang ada dalam formasi.Log ini bekerja dengan merekam radiasi sinar gamma alamiah batuan, sehingga berguna
untuk mendeteksi / mengevaluasi endapan-endapan mineral radioaktif seperti Potasium (K), Thorium (Th), atau bijih Uranium (U).
Pada batuan sedimen unsur-unsur radioaktif banyak terkonsentrasi dalam serpih dan lempung, sehingga besar kecilnya intensitas radioaktif akan menunjukkan ada tidaknya mineral-mineral lempung. Batuan yang mempunyai
Nomenclature:
SXO = Water Saturation of flushed
zone.
Uninvaded or Virgin Zone: RT = True resistivity of formation.
RW = Resistivity of formation water.
28
kandungan lempung tinggi akan mempunyai konsentrasi radioaktif yang tinggi,
sehingga nilai gamma ray-nya juga tinggi, dengan defleksi kurva kekanan. Unsur radioaktif yang utama adalah potassium yang umumnya ditemukan pada illite.
Pada lapisan permeabel yang bersih, kurva log GR akan menunjukkan intensitas radioaktif yang sangat rendah, kecuali bila lapisan tersebut mengandung
mineral-mineral tertentu yang bersifat radioaktif, atau lapisan yang mengandung air asin yang mengandung garam-garam potassium yang terlarutkan.
Unsur-unsur radioaktif banyak terkandung dalam lapisan serpih, sehingga
log GR sangat berguna untuk menentukan besar kecilnya kandungan serpih atau lempung. Dengan menarik garis Gamma Ray yang mempunyai harga minimum
dan garis Gamma Ray maksimum pada suatu penampang log, maka kurva tersebut merupakan indikasi adanya lapisan serpih. Gamma Ray log dinyatakan dalam API Units (GAPI).
Kurva GR biasanya ditampilkan dalam kolom pertama, bersama kurva SP dan Kaliper dengan skala dari kiri kekanan 0–100 atau 0–150 GAPI.Log GR merupakan log yang sangat bagus untuk menentukan permeabilitas suatu batuan
karena mampu memisahkan dengan baik antara lapisan serpih dari lapisan permeabel.
Kegunaan log GR ini antara lain adalah untuk menentukan kandungan serpih (Vsh), kandungan lempung, menentukan lapisan permeabel, evaluasi mineral bijih yang radioaktif, evaluasi lapisan mineral tidak radioaktif, dan
29
Gambar 13. Respon Log Gamma Ray terhadap batuan(G. Asquith &D. Krygowsky2004)
B. Log Densitas
Log densitas merupakan kurva yang menunjukkan besarnya densitas (bulk
density) dari batuan yang ditembus lubang bor dengan satuan gram / cm3. Prinsip dasar dari log ini adalah menembakkan sinar gamma kedalam formasi, dimana
sinar gamma ini dapat dianggap sebagai partikel yang bergerak dengan kecepatan yang sangat tinggi. Banyaknya energi sinar gamma yang hilang menunjukkan densitas elektron di dalam formasi, dimana densitas elektron merupakan indikasi
dari densitas formasi.
Bulk density (b)merupakan indikator yang penting untuk menghitung
30
densitas ini akan menunjukkan besarnya kerapatan medium beserta isinya. Selain
itu apabila log densitas dikombinasikan dengan Log netron, maka akan dapat dipakai untuk memperkirakan kandungan hidrokarbon atau fluida yang terdapat di
dalam formasi, menentukan besarnya densitas hidrokarbon (h) dan membantu
dalam evaluasi lapisan shaly. Pada lapisan yang mengandung hidrokarbon, kurva densitas akan cenderung mempunyai defleksi ke kiri (densitas total (Rhob) makin
kecil), sedangkan defleksi log netron ke kanan.
Pada batuan yang sangat kompak, dimana per satuan volume (cc) seluruhnya atau hampir seluruhnya terdiri dari matrik batuan porositasnya adalah
mendekati atau nol. Dengan demikian batuan yang mempunyai densitas paling
besar, dimana porositas () adalah nol, dan ini disebut sebagai densitas matrik
(ma). Pada batuan homogen dengan porositas tertentu, jika mengandung air asin
akan mempunyai densitas lebih rendah dibanding dengan batuan yang seluruhnya
terdiri dari matrik. Untuk yang mengandung minyak, densitas batuan lebih rendah daripada yang mengandung air asin, sebab densitas air asin lebih besar daripada
minyak. Pada batuan homogen yang mengandung fluida gas, densitas batuan lebih rendah lagi daripada yang berisi minyak. Sedangkan yang mengandung batubara, mempunyai densitas paling rendah diatara jenis batuan yang mengandung fluida.
Gambaran variasi harga densitas dari beberapa lapangan minyak dan gas bumi dapat dilihat pada Tabel 3.1.
31
kurva neutron. Terkecuali lapisan batubara yang mempunyai harga densitas yang
khas yaitu sangat rendah,
Tabel 1.Variasi harga densitas batuan dengan kandungan fluida tertentu dari beberapa lapangan minyak bumi (Harsono, 1997)
Gambar 14.Respon log densitas terhadap batuan(Malcolm Rider, 2002) Batuan Kandungan Fluida Densitas (gram/ cc)
Shale - 2,20 – 2,50
Lapisan clean Air asin 2,25 – 2,45
Lapisan clean Minyak 2,20 – 2,35
Lapisan clean Gas 2,00 – 2,25
32
C. Log Neutron
Prinsip dasar dari log neutron adalah mendeteksi kandungan atom hidrogen yang terdapat dalam formasi batuan dengan menembakan atom neutron
ke formasi dengan energi yang tinggi. Neutron adalah suatu partikel listrik netral yang mempunyai massa hampir sama dengan atom hidrogen. Partikel-partikel
neutron memancar menembus formasi dan bertumbukan dengan material formasi, akibat dari tumbukan tersebut neutron akan kehilangan energi. Energi yang hilang saat benturan dengan atom di dalam formasi batuan disebut sebagai porositas
formasi (ф N). Hilangnya energi paling besar bila neutron bertumbukan dengan
sesuatu yang mempunyai massa sama atau hampir sama, contohnya atom
hidrogen. Dengan demikian besarnya energi neutron yang hilang hampir semuanya tergantung banyaknya jumlah atom hidrogen dalam formasi.
33
Kandungan air akan memperbesar harga porositas neutron. Jika pori-pori
didominasi oleh minyak dan air harga porositas neutron kecil. Apabila formasi terisi oleh gas, maka nilai log netron kecil mendekati batuan sangat kompak (2–
6%), karena konsentrasi atom hidrogen pada gas lebih kecil daripada minyak dan air. Batuan yang kompak dimana porositas mendekati nol akan menurunkan
harga neutron. Lapisan serpih mempunyai porositas besar antara 30–50% dalam kurva log, tetapi permeabilitas mendekati nol. Pengaruh serpih dalam lapisan permeabel akan memperbesar harga porositas neutron. Kandungan air asin atau air
tawar dalam batuan akan memperbesar harga porositas neutron. Kurva log neutron ini tidak dapat untuk korelasi karena tidak mewakili litologi suatu batuan.
Log neutron dalam perekamannya langsung menunjukkan porositas batuan dengan menggunakan standar matrik batugamping. Untuk batuan selain batugamping, harga porositasnya dinyatakan dalam porositas neutron atau
porositas formasi (��). Untuk mendapatkan harga porositas sebenarnya harus
digunakan gabungan kurva log yang lain seperti log densitas ( D).
Kombinasi Log Densitas (RHOB) dan Log Neutron (NPHI)
Berdasarkan sifat – sifat defleksi kurva � dan �� maka dapat memberikan keuntungan tersendiri pada lapisan – lapisan yang mengandung hidrokarbon. Pada
lapisan hidrokarbon, kurva densitas akan cenderung mempunyai defleksi ke kiri
(makin kecil harga � nya), sedangkan pada log neutron, harga porositasnya akan
34
Dengan demikian, pada lapisan hidrokarbon akan terjadi separasi antara
kedua kurva, dimana separasi disebut positif, sebaliknya pada lapisan shale terjadi separasi negative.
3.1.3Log Caliper
Log ini digunakan untuk mengukur diameter lubang bor yang sesungguhnyauntuk keperluan poerencanaan atau melakukan penyemenan.dan dapat merefleksikan lapisan permeable dan lapisan yang impermeable. Pada
lapisan yang permeable diameter lubang bor akan semakin kecil karena terbentukya kerak lumpur (mud cake) pada dinding lubang bor. Sedangkan pada
35
lapisan yang impermeable diameter lubang bor akan bertambah besar karena ada
dinding yang runtuh (vug).
Gambar 17.Tipikal Respon caliper untuk berbagai litologi (Malcolm Rider, 2002)
3.1.4Log Sonic
Sonic log merupakan log akustik dengan prinsip kerja mengukur waktu
tempuh gelombang bunyi pada jarak tertentu didalam lapisan batuan Prinsip kerja alat ini adalah bunyi dengan interval yang teratur dipancarkan dari sebuah sumber bunyi (transmitter) dan alat penerima akan mencatat lamanya waktu perambatan
bunyi di dalam batuan (∆t). Lamanya waktu perabatan bunyi tergantung kepada litologi batuan dan porositas batuannya.Log sonik mengukur kemampuan formasi
36
untuk mengevaluasi porositas dalam lubang yang terisi fluida, dalam interpretasi
seismik dapat digunakan untuk menentukan interval velocities dan velocity profile, selain itu juga dapat dikalibrasi dengan penampang seismik. Secara
kualitatif dapat digunakan untuk mendeterminasi variasi tekstur dari lapisan pasir-shaledan dalam beberapa kasus dapat digunakan untuk identifikasi rekahan
(fractures) (Rider, 1996).
Alat sonic yang sering dipakai pada saat ini adalah BHC(Borehole Compensated Sonic Tool), dimana alat ini sangat kecil dipengaruhi oleh
perubahan-perubahan lubang bor maupun posisi alat sewaktu pengukuran dilakukan.Faktor- faktor yang mempengaruhi pengukuran antara lain adalah
kepadatan, komposisi serpih, hidrokarbon, rekahan dan pori/gerohong, serta pengaruh dari lubang bor.
37
3. 2Interpretasi Kualitatif
Interpretasi secara kualitatif bertujuan untuk identifikasi lapisan batuan cadangan, lapisan hidrokarbon, serta perkiraaan jenis hidrokarbon. Untuk suatu
interpretasi yang baik, maka harus dilakukan dengan cara menggabungkan beberapa log.
Untuk mengidentifikasi litologi, maka dapat dilakukan interpretasi dari log GR atau log SP. Apabila defleksi kurva GRnya ke kiri atau minimum, kemungkinan litologinya menunjukkan batupasir, batugamping atau batubara,
sedangkan untuk litologi shale atau organic shale, maka defleksi kurva GRnya ke kanan atau maksimum.Batugamping mempunyai porositas yang kecil, sehingga
pembacaan � nya besar, dan harga ��nya kecil, sedangkan untuk litologi
batubara menunjukkan pembacaan sebaliknya.
Untuk membedakan jenis fluida yang terdapat di dalam formasi, air,minyak atau gas, ditentukan dengan melihat log resistivitas dan gabungan log
Densitas-Neutron. Zona hidrokarbon ditunjukkan oleh adanya separasi antara harga tahanan jenis zona terinvasi (Rxo) dengan harga resistivitassebenarnya formasi pada zona
tidak terinvasi (Rt). Separasi tersebut dapat positif atau negatif tergantung pada harga Rmf/Rw > 1, harga perbandingan Rxo dengan Rt akan maksimum dan
hampir sama dengan harga Rmf/Rw di dalam zona air. Nilai Rxo/Rt yang lebih rendah dari harga maksimum menunjukkan adanya hidrokarbon dalam formasi.Pada lubang bor keterangan harga Rmf lebih kecil daripada Rw (Rmf/Rw
kecil), zona hidrokarbon ditunjukkan harga Rxo/Rt lebih kecil dari satu.
Untuk membedakan gas atau minyak yang terdapat di dalam formasi dapat
38
porositas neutron yang jauh lebih kecil dari harga porositas densitas, sehingga
akan ditunjukkan oleh separasi kurva log neutron- densitas yang lebih besar. Dalam zona minyak, kurva neutron atau kurva densitas membentuk separasi
positif yang lebih sempit daripada zona gas (dalam formasi bersih).
39
3.3 Interpretasi Kuantitatif
Interpretasi data wireline log secara kuantitatif dengan menggunakan rumus perhitungan. Metode ini dapat digunakan untuk menentukan porositas batuan,
permeabilitas batuan, saturasi hidrokarbon maupun kandungan shale dalam reservoar.
Parameter yang dihitung dalam analisis ini berupa Volume Shale, Porositas
(), Saturasi air (Sw), Permeabilitas (K).
a. Volume Shale (Vshale)
PerhitunganLapisan yang mempunyai sisipan berupa shale maupun
serpih menggunakan persamaan volume shaledapat diperoleh dari Log Gamma Ray, Log SP dan Log Neutron :
Perhitungan Vshale menggunakan Log Gamma Ray:
...(1)
Dimana :
GRlog : nilai GR pada lapisan tersebut
GRmax : nilai GR paling maksimum, sama dengan shale base line
GRmin : nilai GR saat defleksi paling minimum
Perhitungan Vshale menggunakan Log SP:
...(2)
� = −
−
� = � − �
40
Dimana :
SPlog : nilai SP pada lapisan tersebut
SPmax : nilai SP paling maksimum, sama dengan shale base line
SPmin : nilai SP saat defleksi paling minimum
Perhitungan Vshale menggunakan Log Neutron:
...(3)
Dimana :
ØN : Porositas Neutron pada kedalaman Interpretasi
Ø NShale : Porositas rata rata zona 100% Lempung
ØNmin : nilai Porositas Neutron saat defleksi paling minimum
b. Porositas
Porositas suatu medium adalah bagian dari volume batuan yang tidak terisi oleh benda padat (Harsono, 1997). Ada beberapa macam porositas
batuan :
1. Porositas Total
Porositas total merupakan perbandingan antara ruang kosong total yang tidak terisi oleh benda padat yang ada diantara elemen-elemen mineral dari batuan dengan volume total batuan. Porositas total meliputi :
Porositas primer, yaitu ruang antar butir atau antar kristal yang
tergantung pada bentuk dan ukuran butir serta pemilahan butirnya.
Porositas gerowong, terbentuk secara dissolusi dan porositas rekah yang
diperoleh secara mekanik dan membentuk porositas sekunder. Porositas ini dikenal sebagai vuggy pada batugamping.
� = ØN−ØN
41
2. Porositas Efektif
Merupakan perbandingan volume pori-pori yang saling berhubungan dengan volume total batuan. Porositas efektif bisa jauh lebih kecil dibandingkan
dengan porositas total jika pori-porinya tidak saling berhubungan.
Penentuan harga porositas pada lapisan reservoar menggunakan gabungan
harga porositas dari dua kurva yang berbeda, yaitu porositas densitas (ØD)
yang merupakan hasil perhitungan dari kurva RHOB dan porositas neutron
(ØN) yang dibaca dari kurva NPHI.
Kurva RHOB yang mengukur berat jenis matriks batuan reservoar biasanya
dikalibrasikan pada berat jenis matriks batuan (batugamping = 2.71 dan batupasir = 2.65) serta diukur pada lumpur pemboran yang digunakan dalam
pemboran (f), setelah itu kurva ini baru bisa menunjukkan harga porositas.
Porositas Densitas
...(4) Dimana :
ØD = porositas densitas
ma = densitas matriks batuan, batupasir 2.65; batugamping 2.71
b = densitas bulk batuan, dari pembacaan kurva log RHOB
f = Densitas Fluida (Fresh water 1.0 ; Salt water 1.1)
Kemudian Nilai porositas dikoreksi terhadap pengaruh Shale
...(5)
Ø�= � − �
� − �
42
Dimana :
ØDcorr = porositas densitas terkoreksi
ØD = porositas densitas
ØDsh = nilai porositas densitas pada shale (GRmax)
Vsh = volume shale
Porositas Neutron
...(6) Dimana :
ØNlog = Porositas Neutron dari pembacaan Kurva
Kemudian nilai porositas dikoreksi terhadap pengaruh Shale ...(7)
Dimana :
ØNcorr= porositas neutron terkoreksi
ØN = porositas neutron, dari pembacaan kurva log NPHI
Nsh = porositas neutron pada shale, dari harga NPHI pada GRmax
Vsh = volume shale
Kemudian pendekatan harga porositas batuan dilakukan melalui gabungan antara porositas densitas dan porositas neutron dengan menggunakan
persamaan:
...(8)
Dimana :
Øe = porositas efective
ØDCorr = porositas densitas koreksi
ØNcorr = ØN – (ØNsh x Vsh )
Øe = ØDcorr
2−ØNcorr2
2
43
ØNCorr = porositas neutron koreksi
Porositas Sonic
Perhitungan Porositas menggunakan Sonic Log memerlukan tf dan
tma.Dimana fluida yang diselidiki adalah mud filtrate.Sehingga, Porositas dapat dihitung sbb:
...(9)
Dimana :
t = travel time batuan (nilai Log sonic)
tf = travel time fluida (Freshwater189 usec/ft; Saltwater185 usec/ft) tma = travel time matriks batuan
Prosentase
44
Kelayakan dan kesesuaian hasil analisa petrofisika sangat ditentukan oleh
penentuan factor formasi dan beberapa parameter lainnya.Penentuan parameter itu didasarkan pada genesa reservoir, korelasi dengan lapangan
sekitar, dan/atau karakter reservoar dan fluida dalam reservoar.
Untuk harga harga porositas yang biasa ditemui dalam logging, formation
factor dihitung sebagai berikut:
Pada Limestone : ...(10)
Pada Sandstone : ...(11)
atau...(12)
Dimana :
a = Koefisien litologi (batugamping a =1, batupasir a = 0.65)
m = Faktor sementasi (batugamping m = 2, batupasir m = 2.15)
d. PenentuanFormation Resistivity Water (Rw)
Determinasi harga Rw dapat ditentukan dengan berbagai metode diantaranya dengan menggunakan metode crossplot resistivitas-neutron, resistivitas-sonic dan resistivitas-densitas.Harga Rw juga dapat dihitung dengan
45
Rumus SSP dipakai jika terdapat lapisan mengandung air (water-bearing)
cukup tebal dan bersih, serta defleksi kurva SP yang baik. Keakuratan dari penentuan harga Rw dengan metode ini dipengaruhi oleh beberapa faktor
sebagai berikut :
1. Komponen elekrokinetik dari Sp diabaikan.
2. Rmf kadang-kadang jelek (filtrasi lumpur tidak baik).
3. Hubungan antara Rwe-Rw dan Rmfe-Rmf, khususnya pada Rw yang tinggi.
Berdasarkan hal tersebut serta rekaman penampang mekanik pada daerah penelitian tidak mempunyai kurva defleksi SP yang cukup baik, maka didalam
formasi kandungan air, kejenuhan air adalah 1 didaerah murni dan terkontaminasi Sw = Sxo = 1, sehingga rumus Archie menjadi :
�� = Rt
F...(13)
Keterangan :
Rwa = resistivitas formasi (apparent resistivity)
Rt = resistivitas dalam formasi kandungan air F = faktor formasi
Menggunakan Rt/Rxo
...(14)
Dimana :
Rw = Resistivity water
Rxo = Resistivity water pada zona terinvasi Rt = Nilai Resistivity
Rmf@Tf = Resistivitas lumpur pada formasi
Rt
Rxo
x
Rmf@Tf
46
Metoda SP
Dimana ...(15)
Pada Zona air (SW = 1)
Rxo = F x Rmf dan Ro = Fx Rw
Maka : ...(16)
Dimana:
K = 60 + (0.133 x temperature formasi) Rxo = Nilai resistivity dangkal dari Log
Ro = Nilai Resistivity pada zona 100% air (Ro=Rt ketika Sw = 100%)
Metode PickettPlot
Metode pickett plot didasarkan pada Observasi bahwa nilai Rt (true
resistivity) adalah fungsi dari nilai porositas (), saturasi air (Sw) dan
factor sementasi (m). Metode ini menggunakan crossplot nilai porositas dan nilai resistivity dalam (ILD atau LLD).
Gambar 20.Pickett plot (www.petrolog.com)
�= −� ( )
47
e. Saturasi Air (Sw)
Saturasi atau kejenuhan air formasi adalah rasio dari volume pori yang terisi oleh air dengan volume porositas total (Adi Harsono, 1997). Tujuan menentukan
saturasi air adalah untuk menentukan zona yang mengandung hidrokarbon, jika air merupakan satu-satunya fluida yang terkandung dalam pori-pori batuan,
maka nilai Sw = 1, tetapi apabila pori-pori batuan mengandung fluida hidrokarbon maka nilai Sw< 1.
Archie menyusun persamaannya, yang kemudian kita kenal dengan Archie
formula
...(17)
Rumus ini dipakai sebagai dasar interpretasi data Log sampai sekarang.Persamaan Archie tersebut biasanya digunakan pada cleansand formation.Dari persamaan Archie tersebut, diturunkan menjadi beberapa
48
Dimana : Sw = Saturasi air formasi
F = Faktor formasi
Rw = Resistivitas air formasi
Rt = Resistivitas formasi, dibaca dari kurva resistivitas
Rsh = Resistivitas pada shale
C = Untuk batupasir 0.4 dan untuk batugamping 0.45
Penentuan jenis kandungan di dalam reservoar (gas, minyak dan air)
didapat dari hasil perhitungan kejenuhan air formasi (Sw) dalam hasil batasan
umum harga Sw untuk lapangan yang “belum dikenal” seperti di bawah ini :
Gas = Jika harga Sw adalah 0 – 35% Minyak = Jika harga Sw adalah 35 – 65% Air = Jika harga Sw adalah >65%
Menenentukan saturasi air sisa
Saturasi air sisa merupakan saturasi air yang tidak terangkat pada zona
terinvasi.Kandungan air pada suatu sumur terdapat 2 jenis air, yaitu free water dan irreducible water. Air yang terangkat kepermukaan adalah frère
water, sedangkan air yang tidak terangkat adalah irreducible water.
49
f. Permeabilitas (K)
Permeabilitas adalah suatu pengukuran yang menyatakan tingkat kemudahan dari fluida untuk mengalir di dalam formasi suatu batuan (Adi
Harsono, 1997) satuannya adalah darcy. Satu darcy didefinisikan sebagai permeabilitas dari fluida sebesar satu sentimeter kubik per detik dengan
kekentalan sebesar satu centipoises mengalir dalam tabung berpenampang sebesar satu sentimeter persegi di bawah gradien tekanan satu atmosfer per sentimeter persegi (Adi Harsono, 1997). Kenyataan menunjukkan bahwa
satuan satu Darcy terlalu besar, sehingga digunakan satuan yang lebih kecil yaitu milidarcy (mD). Berbeda dengan porositas, permeabilitas sangat
tergantung pada ukuran butiran batuan. Sedimen butiran besar dengan pori-pori besar mempunyai permeabilitas tinggi, sedangkan batuan berbutir halus dengan pori-pori kecil akan mempunyai permeabilitas rendah.
Rumus Tixier
...(21)
Dimana : K = Permeabilitas (mD)
Swirr = Saturasi air sisa, didapat dari hasil percobaan
Øe = porositas efektif
BAB VI
KESIMPULAN DAN SARAN
5.1 Kesimpulan
Setelah melakukan penelitian, maka dapat ditarik beberapa kesimpulan sebagai berikut:
1. Berdasarkan analisa petrofisik secara kualitatif, terdapat 4 variasi litologi dan mineral pada sumur ELP-23 yaitu shale (serpih), sandstone
(batupasir),Limestone dan Coal (Batu bara). Sedangkan untuk Jenis fluida formasi adalah minyak, gas dan air
2. Sumur ELP-23 dibagi menjadi 5 (lima) zona, yaitu zona 1 (satu),2 (dua), 3 (tiga), 4 (empat), dan 5 (lima). Dari Hasil analisa zona hidrokarbon menunjukkan bahwa lapisan produktif terdapat pada zona 3 (tiga), zona 4 (empat), dan zona 5 (lima) yang merupakan Formasi Talang Akar.
3. Nilai dari Vshale, Porositas dan Saturasi air di setiap zona produktif untuk sumur ELP-23 adalah berkisar :
Zona 3: Vshale: 12,88 % Por: 19,80 % Sw: 60,74 % Zona4: Vshale: 15,94 % Por: 15,84 %Sw: 48,57 % Zona 5: Vshale: 11,46 % Por:16,22 %Sw: 36,26 %
4. Besarnya potensi hidrokarbon di tunjukan oleh ketebalan Net pay dari lapisan hidrokarbon yang didapat dari hasil pengolahan data Petrofisika. TebalNet Paydari setiap zona produktif adalah:
Zona 3: 47,50 m Zona 4: 5,17 m Zona 5:17,34 m
96 dari hasil pengolahan data logging menggunakan software Geoframe 4.4 adalah sebesar 40,28 %
5.2 Saran
Berdasarkan hasil analisa yang telah dilakukan, maka disarankan hal-hal sebagai berikut :
1. Dalam menggunakan metode Inversi menggunakan software Geoframe 4.4, penentuan model litologi disarankan harus tepat berdasarkan interpretasi kualitatif dan crossplot litologi.
2. Perhitungan petrofisik akan lebih tepat apabila didukung dengan ketersediaan data core.
DAFTAR PUSTAKA
Asquith, George B. 1976. “Basic Well Log Analysis for Geologist”. American
Association of Petroleum Geologist. Oklahoma.
Asquith, George B. dan Daniel A. Krygowski. 2004. “Basic Well Log Analysis, 2nd Edition”. Tulsa, Oklahoma: AAPG. AAPG Methods in Exploration Series
16.
Bateman, Richard M, 1985. “Open-Hole Log Analysis and Formation Evaluation”.
International Human Resources Development Corporation. Boston.
Bishop, Michele G. 2000. “South Sumatra Basin Province, Indonesia: The
Lahat/Talang Akar-Cenozoic Total Petroleum System”. USGS.
http://pubs.usgs.gov/of/1999/ofr-99-0050/OF99-50S/
Crain, E. R. 1986. “The Log Analysis Handbook, volume 1: Quantitative Log
Analysis Methods”. Tulsa: Pennwell Books. (out of print)
Crain’s Petrophysical Handbook, On-line Handbook,
Darling, Toby. 2005. Well Logging and Formation Evaluation. Oxford: Elsevier
Publishing Company.
Harsono, Adi. 1997. “Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log”. Schlumberger Oilfield
Services. Jakarta.
Koesumadinata R.P. 1980. “Geologi Minyak dan Gasbumi, Edisi-2. Jilid 1 dan 2”.
Bandung: ITB.
Rider, Malcolm. 2002. “The Geological Interpretation of Well Logs, 2nd Edition, revised 2002”. Scotland: Whittles Publishing.
O. Serra, 1988, “Fundamentals of Well-Log Interpretation Vo.15a”, Elsevier Science Publishers, Amsterdam.
Pertamina. 2012. Bab II: “Geological Findings and Reviews”. PT. PERTAMINA EP
(Plan of Further Development Prabumulih, naskah tidak dipublikasi)
Schlumberger. 2009. “Geoframe ELANplus Advanced Petrophysical Interpretation”.
SIS. Jakarta.
Schlumberger. 1989. “Log Interpretation Principles/Application”. Seventh Printing.
Texas.
Van Bemmelen, R.W., 1949. “The Geology of Indonesia. Vol.IA, General geology
of Indonesia and adjachent archipelagos”. Martinus Nihjoff, The Hague,
Netherlands
Yulio, P. A. 2011. “Analisa Log Sumur dengan Metoda Probabilistik dan
Deterministik Menggunakan Interactive Petrophysics”. Pertamina
Learning Center (PLC): Bimbingan Profesi Sarjana PT. PERTAMINA EP
LAMPIRAN 1
