ZAHRAN NAUFAL-FST

IDENTIFIKASI LITOFASIES DAN PERHITUNGAN PETROFISIKA PADA RESERVOAR BERDASARKAN DATA

LOG SUMUR DI WILAYAH ‘Z’ CEKUNGAN JAWA TIMUR UTARA

SKRIPSI

ZAHRAN NAUFAL NIM 11190970000080

HALAM

AN JUDUL

PROGRAM STUDI FISIKA FAKULTAS SAINS DAN TEKNOLOGI

UNIVERSITAS ISLAM NEGERI SYARIF HIDAYATULLAH JAKARTA

1443 H / 2024 M

iv

LEMBAR PERNYATAAN Yang bertandatangan di bawah ini:

Nama : Zahran Naufal NIM : 11190970000080

Dengan ini menyatakan bahwa skripsi yang berjudul Identifikasi LitoFasies Dan Perhitungan Petrofisika Pada Reservoar Berdasarkan Data Log Sumur Di Wilayah ‘Z’ Cekungan Jawa Timur Utara adalah benar merupakan karya saya sendiri dan tidak melakukan tindakan plagiat dalam penyusunannya. Adapun kutipan yang ada dalam penyusunan karya ini telah saya cantumkan sumber kutipannya dalam skripsi.

Demikian pernyataan ini dibuat untuk dipergunakan seperlunya.

Jakarta, 08 Januari 2024

Zahran Naufal NIM. 11190970000080

v

ABSTRAK

Nama : Zahran Naufal

Program Studi : Fisika

Judul : Identifikasi LitoFasies dan Perhitungan Petrofisika pada reservoir berdasarkan data log sumur di Wilayah ‘Z’, Cekungan Jawa Timur Utara

Pembimbing : 1. Surwondo, M,Si

2. Widi Atmoko, S.T., M.Eng

Di daerah penelitian Cekungan Jawa Timur Utara merupakan daerah penghasil hidrokarbon. Untuk pengembangan lapangan, diperlukan analisis fasies dan reservoir berdasarkan petrofisika dan batuan litofasies. Dalam penelitian ini metode yang digunakan yaitu analisis litofasies dan petrofisika berdasarkan log sumur. Data penelitian menggunakan 3 data Sumur. Tahapan metode petrofisika diantaranya perhitungan Volume Clay, Perhitungan porositas dan perhitungan Water Saturated.

Dari metode tersebut dapat diperoleh informasi formasi batuan dalam berbagai macam kedalaman sumur dan jenis batuan-batuannya. Berdasarkan log gamma ray dan laporan sumur litofasies di daerah penelitian diantaranya: batu gamping (limestone), batu pasir (sandstone), tanah liat (clay), batu lempung (claystone), batu lanau (siltstone), batu bara (coal), serpih (shale). Berdasarkan data log gamma ray, reservoar di daerah penelitian yaitu batupasir dan batugamping yang memiliki log gamma ray relatif rendah. Berdasarkan perhitungan petrofisika pada semua sumur didapatkan porositas 1.36% – 35.99%. Berdasarkan perhitungan petrofisika didapatkan zona hidrokarbon yaitu sumur Zahran 3 pada Formasi Ngimbang pada zona ke 8 dengan Vclay yaitu 10%, Saturasi Water 44%, Porositas 25%.

Berdasarkan metode Petrofisika Well 1 & 2 terdapat zona reservoir hidrokarbon ada di kedalaman 900 – 1150 feat, dan pada Well 3 terdapat zona reservoir hidrokarbon ada di kedalaman 1350 – 1550 feat

Kata kunci: Reservoar, Litofasies, Formasi Batuan

vi ABSTRACT Name : Zahran Naufal

Program : Physics

Title : LITHOFACIES IDENTIFICATION AND PETROPHYSICAL CALCULATIONS ON RESERVOARS BASED ON

WELL LOG DATA IN ‘Z’ REGION, NORTH EAST JAVA BASIN

Adviser : 1. Surwondo, M.Si.

2. Widi Atmoko, S.T., M.Eng.

In the research area, the North East Java Basin is a hydrocarbon producing area.

For field development, facies and reservoir analysis is required based on petrophysics and rock lithofacies. In this research, the method used is lithofacies and petrophysical analysis based on well logs. Research data uses 3 well data. The stages of the petrophysical method include Clay Volume calculations, Porosity calculations and Water Saturated calculations. From this method, information on rock formations can be obtained at various well depths and rock types. Based on gamma ray logs and well reports lithofacies in the study area include: limestone, sandstone, clay, claystone, siltstone, coal, shale (shale). Based on gamma ray log data, the reservoirs in the study area are sandstone and limestone which have relatively low gamma ray logs. Based on petrophysical calculations for all wells, the porosity was 1.36% – 35.99%. Based on petrophysical calculations, the hydrocarbon zone was obtained, namely the Zahran 3 well in the Ngimbang Formation in the 8th zone with Vclay of 10%, Water Saturation of 44%, Porosity of 25%. Based on the Petrophysical method in Well 1 & 2, there is a hydrocarbon reservoir zone at a depth of 900 - 1150 feet, and in Well 3 there is a hydrocarbon reservoir zone at a depth of 1350 - 1550 feet.

Keywords: Reservoirs, Lithofacies, Rock Formations

vii

KATA PENGANTAR Assalamualaikum warahmatullahi wabarakatuh

Puji syukur penulis sampaikan kehadirat Allah SWT yang terus memberikan berbagai nikmatnya kepada setiap makhluknya. Penyelesaian pembuatan laporan Skripsi ini pun merupakan berkat salah satu karunianya yang amat patut penulis syukuri. Shalawat serta salam semoga tetap dilimpahkan kepada Rasulullah Muhammad SAW beserta seluruh umatnya tanpa terkecuali.

Dalam menyusun Skripsi, penulis tidak luput dari hambatan dan kesulitan.

Namun, berkat bantuan, motivasi dan dukungan dari semua pihak yang terkait dengan penulis sehingga laporan ini dapat terselesaikan. Oleh karena itu, penulis mengucapkan terima kasih kepada:

1. Allah SWT yang telah memberikan karunia berupa nikmat Iman dan Islam serta nikmat sehat wal’afiat, berkat karunia-Nya proses Skripsi berjalan dengan lancar.

2. Orang tua tersayang yang sudah memberikan do’a selama menjalani Sidang kepada penulis.

3. Ibu Tati Zera, M.Si. selaku Ketua Program Studi Fisika

4. Kepala PUSDATIN ESDM yang telah memberi kesempatan untuk melaksanakan Tugas Akhir

viii

5. Bapak Deni selaku Human Resource Development PUSDATIN ESDM yang telah memberi kesempatan untuk melaksanakan TA di PUDC-PND SCU

6. Bapak Widi Atmoko S.T., M.Eng selaku pembimbing Tugas Akhir dari SCU-PND-PUDC-PUSDATIN

7. Bapak Suwondo. M.Si Selaku dosen Pembimbing Skripsi di Kampus 8. Untuk Penulis, Zahran Naufal terima kasih telah berjuang dalam

menyelesaikan tugas akhir serta memilih untuk tidak menyerah dalam pengerjaannya.

9. Dan tak lupa seluruh pihak yang telah membantu penulis yang tidak dapat penulis sebutkan satu per satu yakni teman-teman tim tugas akhir.

Penulis menyadari bahwa laporan Skripsi ini masih memiliki banyak sekali kekurangan di dalamnya, sehingga dalam kesempatan ini juga penulis bermaksud untuk meminta saran dan masukan dari semua pihak demi tersusunnya laporan Skripsi yang lebih baik lagi. Sekian dan terima kasih.

Jakarta, 08 Januari 2024 Penulis

Zahran Naufal NIM. 11190970000080

ix

DAFTAR ISI

LEMBAR PERSETUJUAN PEMBIMBING ii

LEMBAR PENGESAHAN UJIAN iii

LEMBAR PERNYATAAN iv

ABSTRAK v

KATA PENGANTAR vii

DAFTAR ISI ix

DAFTAR TABEL xii

DAFTAR GAMBAR xiii

BAB I 1

1.1 Latar Belakang 1

1.2 Rumusan masalah 2

1.3 Tujuan penelitian 2

1.4 Manfaat penelitian 3

1.5 Batasan masalah 3

1.6 Sistematika penulisan 3

BAB II TINJAUAN PUSTAKA 5

2.1 Reservoir 5

2.2 Konsep Well Log 5

x

2.3 Interpretasi Kualitatif dan Kuantitatif 14

2.3.1 Interpretasi kualitatif 14

2.3.2 Interpretasi Kuantitatif 16

2.4 Geologi Regional Cekungan Jawa Timur Utara 24

2.4.1 Stratigrafi Cekungan Jawa Timur Utara 25

2.5 Kerangka Tektonik Cekungan Jawa Timur 31

2.5.1 Reservoir Batugamping 32

2.5.2 Reservoir Batupasir 33

BAB III METODOLOGI PENELITIAN 34

3.1 Waktu dan Tempat pelaksanaan 34

3.2 Metode penelitian 34

3.3 Diagram alir Pengolahan data 35

3.4 Proses Pengolahan Data dan Seleksi Data 36

BAB IV HASIL DAN PEMBAHASAN 40

4.1 Analisis litofasies berdasarkan data sumur 40 4.1.1 Hasil Analisis Litofasies berdasarkan Log Sumur Well 1 40 4.1.2 Hasil Analisis Litofasies berdasarkan Log Sumur Well 2 41 4.1.3 Hasil Analisis litofasies berdasarkan log sumur Well 3 41 4.2 Analisis Petrofisika Berdasarkan Data Sumur 42

4.2.1 Analisis Vclay / Vshale 43

xi

4.2.2 Analisis Porositas 44

4.2.3 Analisis Saturasi water 44

4.3 Zona yang memiliki prospek hidrokarbon 45

4.4 Reservoir Summary 50

BAB V KESIMPULAN DAN SARAN 52

5.1 Kesimpulan 52

5.2 Saran 52

xii

DAFTAR TABEL

Tabel 2. 1 Persentase nilai porositas 20

Tabel 3. 1Daftar ketersediaan data pada sumur yang diteliti 34

Tabel 4. 1 Perhitungan Volume shale 43

Tabel 4. 2 perhitungan porositas 44

Tabel 4. 3 perhitungan Saturasi Water 45

Tabel 4. 4 Reservoar Summary Error! Bookmark not defined.

xiii

DAFTAR GAMBAR

Gambar 2 1 Respon Log Gamma Ray terhadap batuan [6] 6

Gambar 2 2 Karakteristik Log SP [7] 7

Gambar 2 3 Respon log caliper untuk berbagi litologi [8]. 8

Gambar 2 4 Respon Log Resistivity [8]. 9

Gambar 2 5 format khas log resistivitas. (1) kombinasi dual laterolog; (2) induction,

kombinasi spherically focused log [9]. 10

Gambar 2 6 Respon Log Neutron [8]. 12

Gambar 2 7 Geologi Regional Cekungan Jawa Timur Utara [15] 24

Gambar 2 8 stratigrafi cekungan jawa timur [11] 30

Gambar 3 1 well report 34

Gambar 3 2 Diagram Alir Pengolahan Data 35

Gambar 3 3 Lintasan Antar Sumur (Lintasan 3-2-1) 36

Gambar 3 4 Project Petrel 37

Gambar 3 5 Project setting petrel 38

Gambar 3 6 data well log gamma ray dengan formasi batuan 39 Gambar 3 7 Hasil pengolahan data well logging dengan menggunakan software

petrel 39

Gambar 4 1 Hasil pengolahan data Well 1 40

Gambar 4 2 Hasil Pengolahan Data Well 2 41

Gambar 4 3 Hasil Pengolahan Data Well 3 41

Gambar 4 4 Analisa Gambar Zona reservoar Zahran 1 yang mengandung

hidrokarbon (zona 3) 46

xiv

Gambar 4 5 hasil Vclay 46

Gambar 4 6 Hasil Histogram (GR CLEAN 5 GR CLAY 87) 47 Gambar 4 7 Analisis Gambar Zona Reservoir Naufal 1 yang mengandung

hidrokarbon (Zona 3) 47

Gambar 4 8 Hasil Vclay 48

Gambar 4 9 Hasil Histogram (GR CLEAN 17 GR CLAY 81) 48 Gambar 4 10 Analisis Gambar zona reservoir Naufal 2 yang terdapat hidrokarbon

(zona 7) 49

Gambar 4 11 Hasil Vclay 49

Gambar 4 12 Hasil Histogram (GR CLEAN 11 GR CLAY 87) 50

Gambar 4 13 Cutoff and Summation Well 1 50

1 BAB I

PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang

Well logging merupakan perekaman karakteristik dari suatu formasi batuan (litologi, ketebalan lapisan, kandungan fluida, korelasi struktur, serta kontinuitas batuan) yang diperoleh melalui pengukuran pada sumur bor [1]. Logging geofisika dapat digunakan untuk analisa kondisi geologi dan reservoir. Selain itu dari kegiatan eksplorasi logging geofisika dapat memberikan data lain seperti kedalaman, ketebalan lapisan, dan sifat geomekamika batuan.

Cekungan Jawa Timur merupakan cekungan busur belakang (back-arc basin) yang sangat kompleks secara struktur dan stratigrafi [2]. Penelitian ini dilakukan di Cekungan Jawa Timur Utara (offshore), tepatnya Pada area penelitian terdapat dua arah struktur utama yaitu, patahan ekstensional berarah timurlaut- baratdaya yang relatif berada di sebelah utara, dan sesar mendatar berarah timur- barat yang relatif berada di sebelah selatan serta dikenal dengan nama RMK (Rembang-Madura-Kangean) atau Zona Sesar Sakala [2]

Lingkungan pengendapan adalah suatu area di permukaan bumi yang merupakan tempat terendapkannya sedimen pada suatu proses kimia, biologi, dan fisik yang dapat dibedakan satu dengan yang lainnya [3]. Fasies sedimentasi didefinisikan sebagai kenampakan suatu tubuh batuan sedimen yang dapat dibedakan dengan yang lain berdasarkan geometri, litologi, struktur sedimen, paleocurrent dan fosil [3].Sedangkan, menurut [4], lingkungan pengendapan adalah

2

karakteristik dari suatu tatanan geomorfik dimana proses fisik, kimia, dan biologi menghasilkan suatu jenis endapan sedimen tertentu.

Apabila suatu endapan terendapkan dalam suatu lingkungan sedimentasi yang berbeda, maka akan dihasilkan produk yang berbeda pula. Hal ini dijadikan dasar dalam penentuan fasies suatu lingkungan pengendapan. Suatu lingkungan pengendapan akan diindikasikan dengan suatu fasies yang khas [5].

Penentuan fasies dapat dilakukan melalui gabungan dari beberapa analisis, misalnya analisis geologi dan petrografi, dan analisis petrografi dan reflektansi vitrinit. Dalam penelitian ini, analisis fasies dilakukan melalui analisis terpadu menggunakan data log gamma ray sehingga diketahui klasifikasi fasis dan lingkungan pengendapannya.

1.2 Rumusan masalah

Rumusan masalah dalam penelitian ini:

1. Bagaimana identifikasi fasies berdasarkan data log sumur pada reservoar target sumur?

2. Bagaimana karakter reservoar berdasarkan data log sumur?

3. Bagaimana identifikasi keberadaan hidrokarbon berdasarkan data log sumur?

1.3 Tujuan penelitian

Tujuan dari Penelitian Tugas Akhir ini diantaranya terdiri sebagai berikut :

1. Dapat mengidentifikasi fasies berdasarkan data log sumur pada reservoar target sumur

2. Mengetahui karakter Reservoar berdasarkan data log sumur

3. Dapat mengidentifikasi keberadaan hidrokarbon berdasarkan data log sumur

3 1.4 Manfaat penelitian

Manfaat dari penelitian Tugas Akhir diantaranya terdiri sebagai berikut:

1. Dapat menjadi referensi bagi mahasiswa dalam penelitian selanjutnya mengenai interpretasi well logging dan cadangan pada suatu lapangan.

2. Penelitian ini dapat membuat mengetahui seberapa dalamnya sumur tersebut yang dimana khususnya di daerah north Madura.Batasan Penelitian

1.5 Batasan masalah

Batasan Masalah Penelitian Tugas Akhir ini meliputi :

1. Penelitian dilakukan di Cekungan Jawa Timur Utara pada reservoar target saja 2. Analisis fasies berdasarkan data log gamma ray

3. Perhitungan SW menggunakan metode Indonesia, perhitungan volume shale, dan perhitungan porositas

1.6 Sistematika penulisan BAB I: Pendahuluan

Bab ini menjelaskan mengenai Latar Belakang, Rumusan Masalah, Tujuan Penelitian, Manfaat Penelitian, Batasan Penelitian dan Sistematika Penulisan.

BAB II: Tinjauan Pustaka

Pada bab ini memaparkan mengenai reservoir, fungsi dan tujuan reservoir, Konsep Well log, Jenis Jenis log, Interpretasi Kualitatif dan Kuantitatif, geologi regional, dan kerangka tektonik

4 BAB III: Metode Penelitian

Bab ini menjelaskan mengenai Lokasi dan Waktu Penelitian, Metode Penelitian, Diagram Alir Penelitian dan Proses Pengolahan Data.

BAB IV: Pembahasan

Bab ini menjelaskan mengenai hasil pengolahan data fasies, pembahasan,analisa Vclay, saturasi water, dan porositas, zona reservoir, pengolahan data petrofisika dan pembahasan

BAB V: Kesimpulan

Merupakan kesimpulan dan saran untuk penelitian selanjutnya

5 BAB II

TINJAUAN PUSTAKA 2.1 Reservoir

Reservoir adalah tempat penyimpanan air untuk sementara sebelum di distribusikan kepada konsumen jika diperlukan suatu waktu. Lama penampungan disesuaikan dengan tingkat pemakaian air pada masa jam pemakaian jam puncak dan pemakaian rata-rata. Reservoir merupakan tempat terakumulasinya hidrokarbon dan air di bawah permukaan tanah.

2.2 Konsep Well Log

Well logging merupakan suatu teknik untuk mendapatkan data bawah permukaan dengan menggunakan alat ukur yang dimasukkan ke dalam lubang sumur, untuk mengevaluasi formasi dan identifikasi ciri - ciri batuan di bawah permukaan.

Tujuan well logging adalah untuk mendapatkan informasi litologi, porositas, resistivitas, dan kejenuhan hidrokarbon. Sedangkan tujuan utama penggunaan log - log yang merekam bentuk/ defleksi kurva selama well logging adalah untuk menentukan zona lapisan permeabel dan impermeabel, memperkirakan kuantitas minyak dan gas bumi dalam suatu reservoir.

Jenis jenis Log 1. Log Gamma Ray

Log sinar gamma berfungsi mengukur sifat radioaktif alami dari suatu formasi batuan berupa unsur-unsur uranium (U), thorium (Th) dan potassium

6

(K). Hasil pengukuran ini dapat digunakan untuk identifikasi lithologi, korelasi antar formasi sumur, dan menentukan volume shale. Unsur-unsur radioaktif tersebut mampu secara menerus untuk memancarkan sinar gamma dalam bentuk pulsa-pulsa (sinyal) energi radiasi yang tinggi. Hasil perekaman pada alat recorder adalah jumlah dari cacahan sinar gamma yang tertangkap disusun dalam skala satuan °API (American Petroleum Institute). Semakin tinggi nilai °API, maka semakin tinggi kandungan radioaktif pada batuan di kedalaman tersebut dan begitu juga sebaliknya. Log sinar gamma umumnya digunakan untuk membedakan lapisan permeable atau batu pasir dan lapisan non-permeabel atau batuan serpih atau shale.

Disamping itu juga untuk mengetahui batas lapisan permeabel (sand base line) dan batas lapisan non-permeabel (shale base line) sehingga nantinya dapat menghitung volume shale (clay). Sand memiliki kandungan radioaktif yang lebih sedikit daripada shale sehingga semakin tinggi nilai sinar gamma maka semakin banyak kandungan shale di formasi dan begitu juga sebaliknya. Berikut gambar respon Log Gamma Ray terhadap bantuan:

Gambar 2 1 Respon Log Gamma Ray terhadap batuan [6]

7 2. Log Spontaneous Potential (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. Kegunaan Log SP yaitu identifikasi lapisan permeable, mencari batas-batas lapisan permeabel dan korelasi antar sumur, menentukan nilai resistivitas air formasi (𝑅𝑤), dan 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 (Gambar 2.2). Penyimpangan SP dapat ke kiri atau ke kanan tergantung pada kadar garam air formasi dan filtrasi lumpur [7]. Berikut gambar karakteristik Log SP:

Gambar 2 2 Karakteristik Log SP [7]

Log SP hanya dapat menunjukkan lapisan permeable, namun tidak dapat mengukur harga absolut dari permeabilitas maupun porositas dari suatu formasi.

Log SP sangat dipengaruhi oleh beberapa parameter seperti resistivitas formasi, air

8

lumpur pemboran, ketebalan formasi dan parameter lainnya. Sehingga jika salinitas komposisi dalam lapisan lebih besar dari salinitas lumpur, maka kurva SP akan berkembang negatif, dan jika salinitas komposisi dalam lapisan lebih kecil dari salinitas lumpur, maka kurva SP akan berkembang positif. Apabila salinitas komposisi dalam lapisan sama dengan salinitas lumpur, maka defleksi kurva SP akan menunjukkan garis lurus sebagaimana pada shale [7].

3. Log Caliper

Log ini digunakan untuk mengukur diameter atau keadaan pada lubang bor yang sesungguhnya untuk keperluan perencanaan 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 lapisan yang impermeable diameter lubang bor akan bertambah besar karena ada dinding yang runtuh (vug) (Gambar 2.3).

Gambar 2 3 Respon log caliper untuk berbagi litologi [8].

9 4. Log Resistivitas

Log Resistivitas (Resistivity Log) adalah log yang digunakan untuk mengukur sifat batuan dan fluida pori (minyak, gas, air) disepanjang lubang bor dengan mengukur sifat tahanan kelistrikannya. 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 batuan untuk menghantarkan arus listrik tergantung pada fluida dan pori.

Gambar 2 4 Respon Log Resistivity [8].

Untuk tujuan geologi, log resistivitas yang digunakan harus diketahui kemampuan resolusinya. Log microtool ini paling baik digunakan untuk menginterpretasikan

10

karakteristik lapisan (Gambar 2.5). Para-laterolog mampu menggambarkan lapisan pada skala yang tepat untuk indikasi batas lapisan, tetapi penggunaannya harus digunakan dan dikorelasikan dengan log lainnya. Log induksi memberikan resolusi batas lapisan sangat buruk, tetapi pada saat yang sama semua efek lapisan dirata- rata sedemikian rupa untuk membuat tren litologi menonjol.

Gambar 2 5 format khas log resistivitas. (1) kombinasi dual laterolog; (2) induction, kombinasi spherically focused log [9].

Ketika suatu formasi di bor, air lumpur pemboran akan masuk ke dalam formasi sehingga membentuk 3 zona yang terinvasi 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.

11 B) Transition Zone

Merupakan zona infiltrasi yang lebih dalam keterangan zona ini ditempati oleh campuran dari air filtrat lumpur dengan komposisi se.

C) Uninvaded Zone

Merupakan zona yang tidak mengalami infiltrasi dan terletak paling jauh dari lubang bor, serta seluruh pori batuan terisi oleh komposisi semula

5. 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 merupakan indikator yang penting untuk menghitung porositas bila dikombinasikan dengan kurva log neutron, karena kurva log densitas ini akan menunjukkan besarnya kerapatan medium beserta isinya. Selain itu apabila log densitas dikombinasikan dengan log neutron, maka akan dapat dipakai untuk memperkirakan kandungan hidrokarbon atau fluida yang terdapat di dalam formasi, menentukan besar nya densitas hidrokarbon ( ) dan membantu dalam evaluasi lapisan shaly. Pada lapisan yang mengandung hidrokarbon, kurva densitas akan cenderung mempunyai defleksi ke kiri (densitas total ( 𝑜𝑏) makin kecil), sedangkan defleksi log netron ke kanan.

12

Pada batuan yang sangat kompak, dimana per satuan volume ( ) 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 ( ).

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 diantara jenis batuan yang mengandung fluida.

6. Log Neutron

Gambar 2 6 Respon Log Neutron [8].

Prinsip dasar dari log neutron adalah mendeteksi kandungan atom hidrogen yang terdapat dalam formasi batuan dengan menembakan atom neutron ke formasi

13

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 (∅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 (Gambar 2.6).

Kandungan air akan memperbesar harga porositas neutron. Jika pori-pori di dominasi oleh minyak dan air harga porositas neutron kecil. Apabila formasi terisi oleh gas, maka nilai log neutron 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 permeable 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

14

porositas formasi ( ). Untuk mendapatkan harga porositas sebenarnya harus digunakan gabungan kurva log yang lain seperti log densitas.

7. Log 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 (∆ ). Lamanya waktu perabatan bunyi tergantung kepada litologi batuan dan porositas batuannya. Log sonic mengukur kemampuan formasi untuk meneruskan gelombang suara. Secara kuantitatif, log sonik dapat digunakan 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).

2.3 Interpretasi Kualitatif dan Kuantitatif 2.3.1 Interpretasi kualitatif

Identifikasi lapisan batuan, cadangan, lapisan hidrokarbon, serta perkiraan jenis hidrokarbon dilakukan dengan interpretasi kualitatif. Untuk mendapatkan interpretasi kualitatif yang baik maka harus dilakukan dengan menggabungkan beberapa log. Zona porous dan permeable ditandai dengan

15

adanya defleksi log spontaneous potential, X plot neutron dan densitas positif dan log resistivitas MSFL, LLS/ILS dan LLD/ILD tidak berhimpit. Litologi batu pasir di tandai dengan adanya defleksi log spontaneous potential, low gamma ray atau garis gamma ray log berada di kiri atau minimum. Log resistivitas MSFL, LLS/ILS dan LLD/ILD mempunyai nilai yang berbeda dan tidak berhimpit. Untuk litologi shale ditunjukkan oleh defleksi kurva gamma ray ke arah kanan atau maksimum.

Log spontaneous potential lurus dan tidak mengalami defleksi. Log resistivitas MSFL, LLS/ILS dan LLD / ILD berhimpit. Water bearing zone ditandai dengan adanya defleksi pada log spontaneous potential dimana defleksi akan positif apabila Rmf< Rw dan defleksi negatif apabila Rmf>Rw. Sedangkan hidrokarbon bearing zone ditandai dengan defleksi negatif dari log spontaneous potential. Log Resistivitas serta log Neutron dan log density digunakan untuk membedakan jenis fluida yang terdapat dalam formasi. Pada log resistivitas zona hidrokarbon ditunjukkan oleh adanya separasi antara harga tahanan jenis zona terinvasi ( Rxo) dengan harga true resistivity pada zona yang tidak terinvasi. Separasi log resistivitas dapat bernilai positif atau negatif tergantung pada harga Rmf/Rw > 1.

Harga perbandingan Rxo dengan Rt akan maksimum dan hampir sama dengan harga Rmf/Rw dalam zona air. Nilai Rxo/Rt yang lebih rendah dari harga maksimum menunjukkan adanya hidrokarbon dalam formasi. Untuk membedakan minyak atau gas yang terdapat dalam formasi dapat ditentukan dengan menggunakan log neutron densitas. Zona gas ditandai dengan harga porositas neutron yang lebih kecil dari harga densitas sehingga zona gas ditunjukkan oleh separasi kurva log neutron – densitas yang lebih besar. Zona minyak ditandai

16

dengan separasi log neutron dan log densitas membentuk separasi yang lebih sempit dibandingkan separasi yang terjadi pada zona gas

2.3.2 Interpretasi Kuantitatif

Interpretasi data Well 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 (Ø), saturasi air (Sw), Permeabilitas (K).[9]

1. Volume Shale

Vshale adalah banyak jumlah shale yang ada pada formasi tersebut. Adanya clay atau shale di dalam batuan sedimen menyebabkan terjadinya penyimpangan interpretasi log bila menggunakan rumus-rumus untuk batuan bersih. Efek adanya shale dalam formasi:

• Mengurangi porositas efektif, umumnya signifikan

• Mengurangi permeabilitas, terkadang dengan drastic

• Memberikan resistivitas yang berbeda dengan yang diperoleh berdasarkan persamaan Archie

Shale memberikan pembacaan log porositas yang tidak sesuai dengan keadaan sebenarnya. Porositas akan selalu dibaca terlalu tinggi, kecuali pada log density yang tidak akan membaca porositas terlalu tinggi bila densitas shale (atau clay) sama atau lebih besar dari densitas matriks. Apabila mengetahui jumlah shale di dalam suatu batuan maka interpretasi log untuk jenis batuan tersebut akan lebih teliti. Clay adalah komponen utama dari shale, terdiri dari partikelpartikel sangat

17

kecil dengan luas permukaan yang sangat luas, dan akibatnya dapat mengikat air formasi dalam jumlah banyak dipermukaannya.

Untuk pasir, air ini berpengaruh pada konduktivitas elektrik tetapi tidak berpengaruh pada konduktivitas hidroliknya. Air yang terikat itu tidak dapat didorong oleh hidrokarbon dan tidak dapat mengalir. Formasi hidrokarbon yang mengandung shale mungkin hanya menunjukkan sedikit perbedaan pada log resistivity, dibandingkan dengan batu pasir yang mengandung air atau dengan shale-shale lain yang berdekatan. Hal ini berakibat lapisan batu pasir yang mengandung shale sulit untuk ditentukan pada log resistivity. Walaupun dapat ditentukan, penggunaan persamaan Archie dalam kondisi ini akan memberikan hasil saturasi air yang tidak tepat. Bila jumlah shale dalam reservoir dapat menghentikan produksi karena permeabilitasnya yang sangat rendah, tetapi pada jumlah tertentu keberadaan shale dalam reservoir dapat menguntungkan yaitu bila shale menyebar. Hal ini dapat menguntungkan karena shale akan mengikat air dan mengurangi saturasi air.

Dengan kondisi tersebut, suatu lapisan yang memiliki saturasi air yang tinggi tetap dapat diproduksikan secara ekonomis Umumnya shale terdiri dari padatan sebagai berikut : 50% clay, 25% silica, 10% feldspar, 10% karbonat, 3%

besi oksida, 1% bahan organik dan 1% material lainnya. Shale dapat menyerap air sebanyak 2-40% dari volumenya. Komponen clay yang terdapat dalam shale menyebabkan terjadinya penyimpangan (abnormal) dalam pembacaan log.

Mineral-mineral clay diklasifikasikan dalam beberapa jenis, tergantung pada struktur kristalnya. Pada batuan sedimen, clay yang ditinjau adalah jenis

18

montmorillonite, illite, kaolinite, chlorite dan mineral campuran yang biasanya berbentuk lapisan (Jnanaparama, 2017). Berikut adalah rumus perhitungan volume shale menggunakan log Gamma Ray:

VSh (2.1)

𝑉𝑠 = 0.08336(23.7× 𝑖𝑠 − 1) Keterangan:

Vsh =volume serpih, (fraksi)

𝐺𝑅𝑙𝑜𝑔 = nilai GR pada lapisan tersebut (GAPI)

𝐺𝑅𝑚𝑎𝑥 = nilai GR paling maksimum, sama dengan shale base line (GAPI) 𝐺𝑅𝑚𝑖𝑛 = nilai GR saat defleksi paling minimum (GAPI) [6]

1. Porositas

Porositas merupakan perbandingan rongga pada batuan terhadap volume batuan secara keseluruhan. Dengan demikian porositas merupakan representasi dari kemampuan suatu batuan untuk menyimpan fluida. Porositas suatu medium adalah bagian dari volume batuan yang tidak terisi oleh benda padat [10]. Ada beberapa macam porositas batuan, yaitu:

a) Porositas total yaitu merupakan perbandingan antara ruang kosong total yang tidak terisi oleh benda padat yang ada diantara elemen-elemen mineral dari batuan dengan volume total batuan.

(2.2)

b) Porositas Efektif yaitu Merupakan perbandingan volume berhubungan dengan volume total batuan.

19

(2.3)

Keterangan:

∅𝑒 = Porositas efektif (%)

Ncor = Porositas neutron terkoreksi (%) Dcor = Porositas densitas terkoreksi (%)

∅𝑇 = Porositas total

Porositas efektif bisa jauh lebih kecil dibandingkan dengan porositas total jika pori- porinya tidak saling berhubungan. Penentuan harga porositas pada lapisan reservoir menggunakan gabungan harga porositas dari dua kurva yang berbeda, yaitu porositas densitas (∅𝐷) yang merupakan hasil perhitungan dari kurva RHOB dan porositas neutron (∅𝑁) yang dibaca dari kurva NPHI. Kurva RHOB yang mengukur berat jenis matriks batuan reservoir biasanya dikalibrasikan pada berat jenis matriks serta diukur pada lumpur pemboran yang digunakan dalam pemboran (𝜌𝑓), setelah itu kurva ini baru bisa menunjukkan harga porositas.

Adapun rumus untuk porositas densitas dan neutron, yaitu:

i.Porositas Densitas

(2.4)

Keterangan:

∅𝐷 = Porositas densitas

𝜌𝑚𝑎 = Densitas matriks batuan (gr/cc), batupasir 2.65; batugamping 2.71 𝜌𝑏 = Densitas bulk batuan (gr/cc), dari pembacaan kurva log RHOB 𝜌𝑓 = Densitas fluida (gr/cc) (fresh water 1.0; Salt water 1.1)

20

Kemudian nilai porositas dikoreksi terhadap pengaruh shale sebagai berikut:

𝜙𝐷𝑐 = 𝜙𝐷 − (𝑉𝑠 × 𝜙𝐷𝑠 ) (2.5) Keterangan:

𝜙𝐷𝑠 = porositas densitas shale (%) ii.Porositas Neutron

Porositas neutron didapatkan dari pembacaan pada log neutron. Kemudian nilai porositas neutron dikoreksi terhadap pengaruh Shale dengan rumus sebagai berikut:

∅𝑁𝐶 = ∅𝑁 − (𝑉𝑠 × ∅𝑁𝑠 ) (2.6) Keterangan:

∅𝑁𝑠 = Porositas neutron shale (%)

Tabel 2. 1 Persentase nilai porositas

Persentase Porositas Keterangan

0% -5% Dapat diabaikan (negligible)

5% - 10% Buruk (poor)

10% - 15% Cukup (fwater)

15% - 20% Baik (good)

20% - 25% Sangat baik (very good)

>25% Istimewa (exccelent)

c) Porositas Sonic

Perhitungan porositas menggunakan log sonic memerlukan 𝑡𝑓 dan 𝑡𝑚𝑎. Dimana fluida yang diselidiki adalah mud filtrate. Sehingga, Porositas dapat dihitung sebagai berikut:

(2.7)

21 Keterangan:

∆ = travel time batuan (nilai log sonic) ( sec/ft)

𝑡𝑓 = travel time fluida (freshwater 189 ( sec/ft; saltwater 185 ( sec/ft) 𝑡𝑚𝑎 = travel time matriks batuan ( sec/ft)

d) Penentuan Formation 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 menggunakan rumus SSP (statik SP) dan rumus Archie, serta dari percobaan di laboratorium. 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: Komponen elektrokinetik dari SP diabaikan. Rmf kadang- kadang buruk (filtrasi lumpur tidak baik). 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 water, kejenuhan air adalah 1 didaerah murni dan terkontaminasi 𝑆𝑤 = 𝑆𝑥𝑜 = 1, sehingga rumus Archienya yaitu:

(2.8) Keterangan:

𝑅𝑤𝑎 = resistivitas formasi (apparent resistivity) (ohm-m) 𝑅𝑡 = resistivitas sebenarnya (ohm-m)

F = faktor formasi

22 2. Saturasi Water (SW)

Estimasi saturasi air dilakukan dengan pendekatan shally sand (persamaan Simandoux) reservoar untuk Formasi Kais. Parameter yang digunakan (a=1, m=2, n=2) didapatkan dari picket plot. Saturasi atau kejenuhan air formasi adalah rasio dari volume pori yang terisi oleh air dengan volume porositas total [10]. Tujuan menentukan saturasi water 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.

a. Persamaan Indonesia (SW)

Persamaan Indonesia pada mulanya digunakan untuk memodelkan formasi formasi di Indonesia yang volume serpihnya besar dan air formasi terdiri dari air tawar.

Persamaan Indonesia merupakan persamaan dengan pendekatan porositas efektif.

Porositas efektif merupakan porositas total yang telah telah dikoreksi terhadap kandungan serpih dalam formasi. Persamaan ini merupakan persamaan empiris yang diturunkan berdasarakan persamaan Archie untuk formasi bersih.

𝑆_𝑤

𝑛

2 √_𝑅𝑡¹

𝑣𝑆ℎ1−2(𝑉𝑆ℎ)

√𝑅𝑆ℎ + ^{√∅𝑒𝑀}

√𝛼𝑅𝑊

(2.9)

Keterangan:

Sw = water saturation (%) Rt = resistivitas formasi (ohm.m) Vsh = volume shale (%)

23 Rsh= resistivitas shale (ohm.m)

Rw= resistivitas air formasi (ohm.m) a = faktor formasi

m = faktor sementasi n = eksponen saturasi φ = porositas (%)

Volume shale diperoleh dari pembacaan log GR dan resistivitas serpih yang diperoleh dari log resistivitas pada zona sshale pada sumur yang sama.

Persamaan Indonesia sangat dipengaruhi oleh volume serpih dan resistivitas serpih.

Semakin besarnya volume shale dalam formasi, resistivitas akan semakin mengecil.

Sebaliknya, untuk mendapatkan volume shale yang kecil maka harus diperoleh kondisi dengan resistivitas shale yang cukup besar. Akan tetapi shale pada persamaan ini ada pada garis non linier sehingga efektif untuk mereduksi pengaruh kandungan shale yang tinggi dalam formasi. Persamaan Indonesia efektif untuk menentukan saturasi air formasi dengan kandungan shale lebih besar dari 40 % 3. Permeabilitas

Permeabilitas adalah suatu pengukuran yang menyatakan tingkat kemudahan dari fluida untuk mengalir didalam formasi suatu batuan. 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 centimeter persegi [10]. Kenyataan menunjukkan bahwa satuan satu Darcy terlalu besar, sehingga digunakan satuan yang lebih kecil yaitu milidarcy

24

(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.

) (2.10)

Keterangan:

K=Permeabilitas (mD) 𝑆𝑤 = Saturasi Water (%) 𝜙𝑒 = porositas efektif (%)

a,b,c = konstanta (a = 10000, b = 4.5, c = 2) (Schlumberger chart K-3) 2.4 Geologi Regional Cekungan Jawa Timur Utara

Cekungan Jawa Timur Utara terletak di laut lepas sebelah utara Pulau Madura dan Kangean. Cekungan ini merupakan cekungan hidrokarbon terbukti, beberapa blok sudah berproduksi dan eksplorasi. Blok produksi dan eksplorasi terkonsentrasi di bagian barat dan selatan dari cekungan ini.

Gambar 2 7 Geologi Regional Cekungan Jawa Timur Utara [15]

25

2.4.1 Stratigrafi Cekungan Jawa Timur Utara 1. Basement Pra-Tersier

Basement Pra-Tersier yang terdapat pada Zona Rembang terletak secara tidak selaras di bawah batuan Kenozoikum. Batuan ini tersusun atas berbagai macam intrusi dan ekstrusi dari batuan beku, yaitu gabbro, basalt andesitik, dan tufa metamorfik dan beberapa sedimen Pra-Tersier yang belum termalikan. Batuan ini diperkirakan berumur Kapur dari pengukuran menggunakan radiometri.

2. Formasi Ngimbang

Formasi Ngimbang merupakan sedimen berumur Eosen hingga Oligosen yang diendapkan secara tidak selaras di atas basement pra-tersier di bawahnya. Formasi Ngimbang didominasi endapan gamping, serta banyaknya foraminifera besar yang ditemukan dan sedikitnya golongan plankton yang menunjukkan lingkungan laut dangkal. Bagian bawah formasi dicirikan dengan batugamping, serpih, batupasir, batulanau, batulempung dan konglomerat dengan sedikit lapisan batubara serta menunjukkan umur Eosen. Bagian tengah formasi ini dicirikan dengan litologi terdiri dari batugamping dengan perlapisan serpih dan batupasir serta ditemukannya sedimen tufaan di beberapa tempat dan menunjukkan umur Oligosen. Sedangkan bagian atas formasi merupakan paparan karbonat dan patch reef dan menunjukkan umur Oligosen.

3. Formasi Kujung

Formasi Kujung diendapkan selaras diatas Formasi Ngimbang yang hampir seluruhnya terdiri atas batugamping. Formasi ini tersusun atas napal dan batulempung napalan, batulempung dengan warna abu-abu kehijauan, kuning

26

kecokelatan dengan sisipan batugamping bioklastik yang mengandung foraminifera besar dan ganggang. Formasi Kujung berdasarkan foraminifera plankton menunjukkan umur Oligosen Bawah hingga Oligosen Atas.

Menurut [10], Formasi Kujung dibagi menjadi 3 unit secara berurutan yang paling tua yaitu Kujung III yang terdiri dari material klastik atau clastic-rich, Kujung II berisi batuan karbonat sikuen transgresi laut dangkal dan shale serta terdapat karbonat build ups secara lokal pada daerah tinggian, Kujung I (Anggota Prupuh) terdiri dari batuan karbonat hasil endapan energi tinggi yang menghasilkan clean limestone dan umumnya berkembang build ups berupa pinnacle reef.

4. Formasi Prupuh

Formasi Prupuh tersusun atas perselingan antara batugamping kapuran berwarna putih dengan batugamping bioklastik berwarna putih abu-abu muda. Formasi Prupuh terendapkan saat terjadi penunjaman yang oblique pada Zona Rembang.

Hal ini menyebabkan terbentuknya struktur lipatan dan sesar yang berarah timur laut – barat daya. [12]

Menurut Satyana (2002) membahas batuan karbonat yang tumbuh pada Oligo- Miosen terdiri dari Kujung, Prupuh, Tuban dan Rancak yang memiliki akumulasi hidrokarbon besar. Karbonat ini memiliki 2 model sedimentasi yaitu land-attached platform (saat ini offshore Jawa Timur) dan isolated platform (saat ini onshore Jawa Timur)

5. Formasi Tuban

Formasi Tuban tersusun oleh endapan batulempung yang monoton dengan sisipan batugamping dan napal pasiran, berwarna putih abu-abu, kaya akan foraminifera

27

yang berada di bagian bawah dari urut-urutan ini. Berdasarkan atas kandungan foraminifera plankton yang banyak diketemukan pada formasi ini, maka umurnya adalah Miosen Bawah hingga Miosen Tengah. Di daerah Kujung dan Prupuh, Formasi Tuban diendapkan pada paparan dangkal, pada zona neritik luar dengan kedalaman antara 50-150 meter.

6. Formasi Tawun

Bagian bawah Formasi Tawun didominasi oleh perulangan batupasir dan serpih pasiran berwarna kuning coklat kemerahan hingga jingga dengan sisipan batugamping. Pada bagian paling atas formasi ini, Formasi Tawun disebut juga bagian.

7. Formasi Ngrayong

Formasi Ngrayong yang tersusun atas batupasir, serpih karbonatan, dan adanya perubahan fasies menjadi batulempung. Berdasarkan fosil yang ditemukan, formasi ini berumur Miosen Tengah.

8. Formasi Bulu

Formasi Bulu terletak di atas Formasi Tawun dan berada selaras di bawah Formasi Wonocolo. Formasi ini tersusun oleh atas batugamping pasiran berlapis tipis, berbentuk tipis dan pelat - pelat. Di samping foraminifera besar, formasi ini juga kaya akan foraminifera plankton yang menunjukkan umur antara zona Miosen Tengah. Foraminifera plankton tidak banyak dijumpai dan hanya terbatas dibagian atas dari satuan ini.

28 9. Formasi Wonocolo

Formasi Wonocolo tersusun oleh napal pasiran yang berulang dengan napal dengan sisipan batugamping kalkarenit dan batulempung. Pada napal pasiran sering memperlihatkan struktur paralel laminasi. Formasi Wonocolo terletak selaras di atas. Formasi Bulu, untuk kemudian tertindih secara selaras oleh Formasi Ledok.

Berdasarkan atas kandungan foraminifera plankton, umur dari

formasi ini diinterpretasi bagian bawah dari Miosen Tengah hingga Miosen Atas.

Lingkungan pengendapan diperkirakan pada daerah laut terbuka jauh dari pantai.

Dari barat ke timur, formasi ini tidak mengalami perubahan fasies yang berarti tetapi ke utara napal pasirannya berubah menjadi pasir napalan hal ini menunjukkan adanya suatu gejala pendangkalan.

10. Formasi Ledok

Formasi Ledok tersusun atas kalkarenit disusul oleh perulangan antara batupasir gampingan kalkarenit, dan napal pasiran dan banyak dijumpai kandungan mineral glaukonit terutama pada batupasirnya. Umur Formasi Ledok adalah Miosen Atas berdasarkan atas kandungan foraminifera plankton. Berdasarkan analisis mikropaleontologi dari sampel batuan yang berasal dari berbagai lokasi menunjukkan adanya suatu pendangkalan yang berangsur mulai dari bagian bawah menuju atas. Formasi ini diendapkan pada lingkungan neritik pinggir sampai neritik luar.

29 11. Formasi Mundu

Formasi Mundu diendapkan secara tidak selaras diatas Formasi Ledok. Formasi ini tersusun atas napal yang berwarna abu-abu kehijauan, putih kekuningan jika lapuk, dan kaya atas foraminifera plankton.

Bagian puncak dari formasi ini sering kali ditempati oleh perselingan batugamping pasiran dan pasir napalan. Umur Formasi Mundu keseluruhannya adalah Pliosen terdapat perbedaan lingkungan pengendapan antara bagian bawah dan bagian atas dari Formasi Mundu. Bagian bawah Formasi Mundu diendapkan pada laut terbuka sedangkan bagian atas diendapkan pada suatu paparan yang dangkal laut terbuka.

12. Formasi Lidah

Formasi ini tersusun atas lempung berwarna biru tua yang monoton, plastis dan jika lapuk berwarna coklat kuning. Satuan ini pada umumnya tidak berlapis dan tidak mengandung pasir sama sekali, namun secara setempat dapat berselingan dengan batupasir kuarsa yang mengandung glaukonit dan moluska laut. Formasi Lidah terletak selaras diatas Formasi Mundu.Umur formasi ini diperkirakan adalah Pliosen atas hingga Pleistosen. Formasi ini diendapkan pada lautan yang agak terlindung untuk bagian bawah dan berangsur-angsur menjadi dangkal ke arah atas.

13. Formasi Paciran

Formasi ini tersusun atas batugamping terumbu yang sebagian berupa karst.

Formasi Paciran berumur Pliosen sampai Sekarang. Sikuen stratigrafi adalah suatu pendekatan multidisiplin terhadap stratigrafi yang berorientasi proses untuk merekonstruksi fasies (paket sedimenter) yang berhubungan secara genetik yang terletak diantara bidang-bidang kronostratigrafi. Sikuen stratigrafi ini

30

menggunakan data yang ada seperti litostratigrafi (jenis batuan), biostratigrafi (fosil yang dikandungnya), seismik stratigrafi dan tektonostratigrafi (tektonik yang mempengaruhi) untuk merekonstruksi fasies yang berhubungan secara genetik yang terletak diantara bidang-bidang kronostratigrafi. Paket perlapisan yang dihasilkan disebut suatu sikuen dan paket ini diapit oleh bidang ketidakselarasan (unconformity) berupa erosi dan tidak adanya pengendapan atau correlative conformity.

Sikuen ini mencerminkan suatu satuan stratigrafi waktu (kronostratigrafi), dimana semua lapisan batuan yang menyusun sikuen itu diendapkan selama interval waktu.

Satuan sikuen stratigrafi dasar adalah sikuen pengendapan (depositional sequence) yang dibatasi oleh regional unconformity. Sikuen ini terdiri dari beberapa key intervals(system tract dan parasequence) dan surface(transgressive dan maximum flooding surface). Unconformity sendiri adalah bidang yang memisahkan perlapisan yang memiliki perbedaan umur yang cukup panjang (gap waktu), yang diakibatkan oleh erosi atau non deposisi yang menunjukkan suatu hiatus yang jelas.

Gambar 2 8 stratigrafi cekungan jawa timur [11]

31

2.5 Kerangka Tektonik Cekungan Jawa Timur

Cekungan Jawa Timur dipisahkan menjadi tiga mandala struktur (structural provinces) (Satyana, 2005) dari Utara ke Selatan, yaitu: 1. Paparan Utara yang terdiri dari Busur Bawean, Paparan Madura Utara dan Paparan Kangean Utara. 2.

Bagian tengah yaitu Tinggian Sentral yang terdiri dari Jawa Utara Laut (Kujung) – Madura – Kangean – Tinggian Lombok. 3. Bagian Selatan dikenal sebagai Cekungan Selatan yang terdiri dari Zona Rembang – Selat Madura – Sub-Cekungan Lombok. Konfigurasi basement Cekungan Jawa Timur dikontrol oleh dua trend struktur utama, yaitu trend NE – SW yang umumnya hanya dijumpai di Mandala Paparan Utara dan trend W – E yang terdapat di Mandala Tinggian Sentral dan Cekungan Selatan. Akibat tumbukan lempeng selama Tersier Awal, Cekungan Jawa Timur terangkat dan mengalami erosi.

Deretan perbukitan berarah NE – SW terbentuk di sepanjang tepi Tenggara Paparan Sunda akibat pemekaran busur belakang. Dari Utara ke Timur, kenampakan struktur utama dalam wilayah tarikan ini adalah Busur Karimunjawa, Palung Muria, Busur Bawean, dan Tinggian Tuban – Madura Utara. Pengangkatan pada waktu Oligosen Awal menghentikan proses – proses pengendapan dan menyebabkan erosi yang luas. Karakterisik Reservoir Hidrokarbon. Pada prinsipnya, ada dua batuan reservoir yang hadir pada cekungan jawa timur bagian utara yakni reservoir karbonat dan reservoir klastik/batupasir. Hampir semua formasi batuan yang mengendap di cekungan Jawa Timur Utara berpotensi sebagai batuan reservoir hidrokarbon

32 2.5.1 Reservoir Batugamping

Setidaknya 5 batuan pada formasi diketahui berpotensi sebahai reservoar karbonat:Karbnoat Formasi Ngimbang berumur eosen, umumnya berupa batugamping terumbu yang berasosiasi dengan back reef dan fore reef. Kualitas reservoir karbonat Formasi ngimbang ini mulai dari yang buruk hingga yang baik.

Batugamping terumbu Ngimbang berkembang dengan baik di cekungan timur utara jawa timur, sekitar pulau kangean

 Karbonat kujung oligosen (sebelumnya disebut kujung unit 2 dan 3 karbonat). Reservoir karbonat ini terdiri dari platform / batugamping klastik, yang terdiri dari batupasir mikro dengan kualitas reservoir sedang. serpih kujung intra- formasional di atasnya dan batugamping padat padat umumnya menutup seal karbonat kujung ini

 Oligosen akhir - miosen awal prupuh (kujung unit 1) karbonat terumbu.

Karbonat terumbu prupuh / kujung unit 1 merupakan reservoir hidrokarbon utama di cekungan utara Jawa Timur. Oleh karena itu, karbonat terumbu ini menjadi sasaran utama eksplorasi hidrokarbon di kawasan tersebut. reservoir ditutup dengan lapisan tuban serpih.

 Batugamping terumbu rancak akhir awal – Tengah miosen dengan kualitas cekungan yang baik hingga sangat baik

 Batugamping paciran yang berumur pliosen mungkin berkembang dengan baik dan tersebar luas di daratan madura. Namun, potensi reservoir ini sebagian besar terlalu dangkal terkubur di bawah permukaan sehingga tidak memiliki top seal yang cukup untuk menangkap hidrokarbon yang terperangkap

33 2.5.2 Reservoir Batupasir

 Pembentukan Ngimbang / cd Eosen. Batupasir Ngimbang diendapkan sebagai endapan laut dangkal dan fluviatile. Batupasir eosen ini berkembang sebagian besar terkurung di graben dan bertumpuk di atas basement pra tersier sehingga terkadang membentuk trap stratigrafi. Secara umum, reservoir batupasir Ngimbang menunjukkan karakteristik reservoir yang kurang baik hingga sedang.

 Formasi kujung oligosen akhir. Reservoir batupasir kujung ini umumnya membentuk lapisan tipis batupasir stringer dengan lapisan induvidual jarang melebihi tebal 30 kaki

34 BAB III

METODOLOGI PENELITIAN 3.1 Waktu dan Tempat pelaksanaan

Tempat penelitian di Pusat Data Dan Informasi Pendidikan (PUSDATIN) cikini Jakarta. Adapun waktu penelitiannya berlangsung dari bulan September 2023 sampai Mei 2024 Area penelitiannya di Madura Utara.

3.2 Metode penelitian

Adapun peratalan penelitian yang dipakai yaitu:

 Laptop

 Software interactive petrophysics

 Software petrel

 Data LAS / Well Log

 Microsoft Excel

Tabel 3. 1Daftar ketersediaan data pada sumur yang diteliti

Gambar 3 1 well report

Data Log Zahran 1 Zahran 2 Zahran 3

Gamma ray   

NPHI  

RHOB  

DT  

LLD  

35 3.3 Diagram alir Pengolahan data

Adapun diagram alir yang sudah di jelaskan untuk meliputi dalam pengolahan data Well Logging

Gambar 3 2 Diagram Alir Pengolahan Data Mulai

Studi Literatur

Data Well

Analisis Fasies

Analisis Petrofisika Vshale

Porositas SW

Zona Prospek

Selesai

36

Penelitian ini dimulai dengan diberikan data sekunder Sumur di wilayah North Madura yang kemudian dikonversi dalam format masing masing data yang akan diinput. Data file yang dihasilkan berupa Sumur dan petrofisika. Tahapan selanjutnya yaitu mengolah data Sumur dengan bantuan software PETREL yang kemudian menghasilkan data sumur dan formasi batuan yang berupa basement - base bulu. Tahapan terakhir yaitu menyelesaikan kedalaman sumur dengan lithofasies dengan batuan batupasir, batugamping, batubara, tanah liat, batulempung dan batulanau.

3.4 Proses Pengolahan Data dan Seleksi Data

Dalam mengkorelasi data sumur, data log yang digunakan adalah data log gamma ray, log resistivitas dan log porositas (log neutron dan log densitas). Untuk mengkolerasi data sumur ini hal yang pertama dilakukan adalah dengan menentukan marker dari top reservoar dari setiap sumur, dimana marker merupakan penanda atau pembatas antar lapisan dalam suatu formasi sedangkan top reservoar merupakan batas atas lapisan dari suatu reservoar. Marker yang telah di tentukan dari masing masing sumur dapat memberikan informasi berupa persebarannya secara lateral dengan menggunakan konsep korelasi.

Gambar 3 3 Lintasan Antar Sumur (Lintasan 3-2-1)

37

Interpretasi data log dapat dilakukan dengan menggunakan bantuan software salah satunya yaitu petrel. Pada Skripsi ini menggunakan Software Petrel untuk menginterpretasikan data log. Sebelum memulai pekerjaan, disarankan untuk mengatur sistem koordinat terlebih dahulu. Hal ini cukup penting dikarenakan koordinat menjadi hal yang sangat diperhatikan sehingga perlu diperhatikan dengan baik. Sehingga pada pengaturan ini, koordinat yang dimasukan akan sesuai pada zona UTM yang dipilih. Pada menu software pilih Project > Project settings.

Gambar 3 4 Project Petrel

Kemudian akan muncul window Settings > Coordinates and units >

Coordinates. Sehingga akan muncul window Coordinate reference system selection, tentukan zona UTM yang sesuai > OK

38

Gambar 3 5 Project setting petrel

Tahap awal dalam proses input data sumur adalah melakukan input Well head. Data Well head memuat informasi sumur seperti nama, koordinat, tipe smur, kedalaman, dll yang ingin disertakan. Pilih insert > New well folder. Kemudian akan muncul folder well pada input. Klik kanan pada symbol > import (on selection) dan open data well head. Kemudian akan muncul windo import well head. Buat kolom sesuai data well head yang dimasukkan. Perlu diperhatikan attribute type disesuaikan dengan attribute. Continuous untuk data berupa nilai dan text untuk data berupa informasi. Kemudian number of header lines menunjukkan line pada data well head yang belum menunjukkan informasi data yang akan dimasukkan > OK.

39

Gambar 3 6 data well log gamma ray dengan formasi batuan

Tahap kedua mengaktifkan data log gamma ray menentukan formasi batuan yang dapat diketahui dalam data well seperti pada (gambar 3.6). pada gambar 3.6 terdapat berbagai macam formasi batuan yaitu basement, top Ngimbang, top poleng, intra kujung, top kujung, top prupuh, dan Base bulu.

Kemudian menentukan jenis litologi batuan (Litofasies) dengan melihat tinggi rendahnya nilai gamma ray. Jika pola gamma ray ke kiri maka termasuk sand sedangkan jika pola gamma ray ke kanan maka termasuk shale seperti pada gambar 3.14

Gambar 3 7 Hasil pengolahan data well logging dengan menggunakan software petrel

40 BAB IV

HASIL DAN PEMBAHASAN 4.1 Analisis litofasies berdasarkan data sumur

Interpretasi data log sumur dapat dilakukan dengan menggunakan bantuan software salah satunya yaitu petrel. Pada tugas akhir ini menggunakan petrel untuk menginterpretasikan data log yang bertujuan untuk menganalisis fasies dan petrofisika dan adanya formasi batuan dan litofasies. Fasies umumnya dikelompokkan ke dalam asosiasi fasies. Fasies-fasies tersebut berhubungan secara genetis sehingga memiliki arti lingkungan dari batuan itu sendiri.

4.1.1 Hasil Analisis Litofasies berdasarkan Log Sumur Well 1

Pada (gambar 4.1) dibawah terdapat well 1. Dapat diketahui penelitian ini menunjukkan adanya formasi batuan yang terdiri basement - base bulu, dan ada litofasies dengan ciri ciri yaitu sandstone, limestone, coal, dan juga shale.

Gambar 4 1 Hasil pengolahan data Well 1

41

4.1.2 Hasil Analisis Litofasies berdasarkan Log Sumur Well 2

Pada (gambar 4.2) dibawah yaitu Well 2. Dapat diketahui penelitian ini menunjukkan adanya formasi batuan yang terdiri dari basement – base bulu dan adapun litofasiesnya dengan ciri ciri yaitu sandstone, limestone, shale, clay, claystone, dan siltstone.

Gambar 4 2 Hasil Pengolahan Data Well 2 4.1.3 Hasil Analisis litofasies berdasarkan log sumur Well 3

Pada (gambar 4.3) dibawah yaitu well 3. dapat diketahui penelitian ini menunjukkan adanya formasi batuan yaitu basement – base bulu, dan adapun litofasiesnya dengan ciri ciri yaitu sandstone, limestone, shale, clay, siltstone, dan coal

Gambar 4 3 Hasil Pengolahan Data Well 3

42

4.2 Analisis Petrofisika Berdasarkan Data Sumur

Interpretasi data log dapat dilakukan dengan menggunakan bantuan software salah satunya yaitu IP. Pada kerja praktek ini menggunkan software IP untuk menginterpretasikan data log. Data LAS dari Well yang akan diinterpretasikan di- upload ke IP. Selanjutnya lakukan interpretasi untuk dapat menentukan zona prospek hidrokarbon.

Tahap pertama yaitu melakukan zonasi dengan melihat nilai dari log GR.

Log GR digunakan untuk menentukan lapisan permeable dan non permeable.

Lapisan yang memiliki nilai GR rendah atau defleksi kurva ke arah minimum atau GR clean, maka lapisan tersebut adalah lapisan permeabel. Namun jika lapisan yang mempunyai kurva defleksi ke maksimum (GR clay) maka lapisan tersebut adalah lapisan non permeabel.

Tahap kedua yaitu identifikasi zona reservoir melalui log resistivitas dan cross plot antara kurva log RHOB dan log NPHI. Zona reservoir yang memiliki nilai resistivitas tinggi diidentifikasi sebagai zona hidrokarbon

Zona reservoir yang memiliki nilai resistivitas rendah adalah zona yang mengandung air. Jenis fluida dilihat dari cross plot antara RHOB dan NPHI. Jika titik-titik pada NPHI/RHOB Xplot dominan berada sejajar pada garis SS(Sand Stone) dan LS(Lime Stone) maka reservoir tersebut berisi oil, jika titik-titik pada NPHI/RHOB berada pada atas garis SS atau melampaui batas maka reservoir tersebut berisi Gas. Jika water titik-titik pada NPHI/RHOB dominan berada di tengah sekitar garis SS, LS dan DOL.

43

Tahap selanjutnya yaitu menentukan ketebalan lapisan hidrokarbon dan menghitung saturasi air. Hasilnya akan dapat ditentukan dengan melakukan cut off and summation dan dapat dilihat dengan mengklik toolbar display cutoff and summation parameters. Berdasarkan data test logging sumur, zona yang terindikasi hidrokarbon berada pada Formasi B dengan jenis litologinya adalah limestone.

Maka pada kerja praktek ini, penelitian difokuskan pada Formasi B sebagai zona target.

4.2.1 Analisis Vclay / Vshale

Vshale adalah banyak jumlah shale yang ada pada formasi tersebut. Adanya clay atau shale di dalam batuan sedimen menyebabkan terjadinya penyimpangan interpretasi log bila menggunakan rumus-rumus untuk batuan bersih.

Tabel 4. 1 Perhitungan Volume shale

Efek adanya shale dalam formasi:

 Mengurangi porositas efektif, umumnya signifikan

 Mengurangi permeabilitas, terkadang dengan drastic

 Memberikan resistivitas yang berbeda dengan yang diperoleh berdasarkan persamaan Archie.

Sumur Log Max Min Rata rata

Zahran 1 GR 89% 6% 48%

Zahran 2 GR 77% 20% 49%

Zahran 3 GR 11% 8% 10%

44 4.2.2 Analisis Porositas

Porositas didefinisikan sebagai perbandingan antara volume ruang yang terdapat diantara serbuk yang berupa pori-pori (ruang diantara serbuk yang selalu terisi oleh fluida seperti udara, minyak atau gas bumi) terhadap volume serbuk secara keseluruhan.

Tabel 4. 2 perhitungan porositas

Sumur Log Max Min Rata rata

Zahran 1 PHIE 44% 19% 32%

Zahran 2 PHIE 33% 10% 22%

Zahran 3 PHIE 40% 10% 25%

Ada dua jenis porositas yang dikenal dalam teknik reservoir, yaitu porositas absolut merupakan rasio volume pori-pori total batuan terhadap volume total batuan dan porositas efektif merupakan rasio volume pori-pori yang saling berhubungan terhadap volume total batuan.

4.2.3 Analisis Saturasi water

Saturasi air merupakan volume ruang pori batuan yang terisi oleh air formasi, dengan artian lain merupakan rasio antara volume cairan dengan volume ruang pori (Crain, E. R.., 2012). Bila hanya terdapat kandungan air pada batuan tersebut, maka nilai Sw=1. Namun jika terdapat fluida lain seperti hidrokarbon, maka saturasi hidrokarbon tersebut bernilai Sw-1. Saturasi air Sebagai contoh, kejenuhan air suatu batuan adalah 10%, hal ini berarti 1/10 dari ruang pori terisi dengan air, sedangkan sisanya terisi oleh sesuatu yang

45

lain (misalnya minyak, gas, udara, dll. Pori batuan ini tidak bisa kosong). Data saturasi pada umumnya dilaporkan dalam satuan persen (Crain, E. R., 2002).

Tabel 4. 3 perhitungan Saturasi Water

Sumur Log Max Min Rata rata

Zahran 1 SWU 100% 27% 64%

Zahran 2 SWU 98% 25% 62%

Zahran 3 SWU 100% 76% 88%

Dalam penentuan nilai Sw ini dapat dihitung dengan beberapa metode, tergantung dengan jenis batuannya. Jenis-jenis metode tersebut yaitu Archie, Model Indonesia, Simandoux, dan Dual water.

4.3 Zona yang memiliki prospek hidrokarbon

Untuk membedakan minyak atau gas yang terdapat dalam formasi dapat ditentukan dengan menggunakan log neutron densitas. Zona gas ditandai dengan harga porositas neutron yang lebih kecil dari harga densitas sehingga zona gas ditunjukkan oleh separasi kurva log neutron – densitas yang lebih besar. Zona minyak ditandai dengan separasi log neutron dan log densitas membentuk separasi yang lebih sempit dibandingkan separasi yang terjadi pada zona gas (Novrianti, 2016.).

1. WELL 1 (Zahran 1) GR minimum: 0.012 °GAPI GR maksimum: 106.27°GAPI

Pada (gambar 4.4) dibawah terdapat 1 zona (900-1150 ft) dan mengandung banyak batuan sandstone dan sedikit batuan shale pada prospek hidrokarbon dari 16 zona reservoir pada formasi B

46

Gambar 4 4 Analisa Gambar Zona reservoar Zahran 1 yang mengandung hidrokarbon (zona 3)

Selanjutnya pada (gambar 4.5) dibawah terdapat hasil volume shale (volume clay) berdasarkan GR minimum: 0.012 °GAPI dan GR maksimum: 106.27°GAPI, Berdasarkan grafik log gamma ray nilai nya relative rendah dan mengandung banyak batuan sandstone dan sedikit batuan shale.

Gambar 4 5 hasil Vclay .

47

Selanjutnya pada (gambar 4.6) dibawah terdapat grafik histogram yang Dimana pada garis warna merah itu GR Clean, dan Pada garis warna hijau itu GR Clay

Gambar 4 6 Hasil Histogram (GR CLEAN 5 GR CLAY 87)

2. Well 2 (Zahran 2)

Pada well 2, nilai GR minimal 17.292°GAPI dan GR maksimal 80.297°GAPI.

Terdapat 1 zona (900