bab i
DESCRIPTION
BAB ITRANSCRIPT
BAB I
PENDAHULUAN
1.1 Maksud dan Tujuan
1.1.1 Maksud
• Melakukan analisis kuantitatif data log menggunakan data log
Gamma ray, log Resistivitas, log Neutron, dan log Densitas.
• Melakukan analisis log kualitatif menggunakan data log Gamma
ray, log Resistivitas, log Neutron, dan log Densitas.
• Melakukan perhitungan nilai volume shale,porositas, faktor
formasi, resistivitas air, kandungan serpih, dan saturasi air pada
reservoir.
1.1.2 Tujuan
• Dapat mengetahui dan menginterpretasi data log menggunakan
metode analisis kualitatif dan kuantitatif.
• Dapat mengetahui nilai porositas, volume shale, faktor formasi,
resistivitas air, kandungan serpih, dan saturasi air pada reservoir.
• Dapat mengetahui jenis litologi, fluida pengisi, dan lingkungan
pengendapan berdasarkan data-data log.
1.2 Pelaksanaan Praktikum
Hari : Jumat
Tanggal : 8 dan 15 April 2011
Pukul : 15.30 – 18.00 WIB
Tempat : Gedung S Lantai 1 Program Studi Teknik Geologi
Fakultas Teknik Universitas Diponegoro
1
BAB II
KAJIAN TEORI
2.1Pengertian Log
Log adalah suatu grafik kedalaman (atau waktu) dari satu set yang
menunjukkan parameter fisik, yang diukur secara berkesinambungan dalam
sebuah sumur (Harsono, 1997). Logging adalah pengukuran atau pencatatan
sifat-sifat fisika batuan di sekitar lubang bor secara tepat dan kontinyu pada
interval kedalaman tertentu (Schlumberger, 1986). Maksud dari logging
adalah untuk mengukur parameter fisika sehingga dapat diinterpretasi litologi
penampang sumur, karakteristik reservoir antara lain porositas, permeabilitas
dan kejenuhan minyak.
Well logging merupakan suatu teknik untuk mendapatkan data bawah
permukaan dengan menggunakan alat ukur yang dimasukkan kedalam lubang
sumur, untuk evaluasi formasi dan identifikasi ciri-ciri batuan dibawah
permukaan (Schlumberger, 1958).
Tujuan dari well logging adalah untuk mendapatkan informasi litologi,
pengukuran porositas, pengukuran resistivitas, dan kejenuhan hidrokarbon.
Sedangkan tujuan utama dari penggunaan log ini adalah untuk menentukan
zona, dan memperkirakan kuantitas minyak dan gas bumi dalam suatu
reservoir.
2.2 Macam Macam Log
Log itu sendiri diartikan sebagai suatu grafik kedalaman (atau waktu)
dari satu set yang menunjukkan parameter fisik, yang diukur secara
berkesinambungan dalam sebuah sumur (harsono,1997). Data log yang ada
pada pengamatan analisis kualitatif adalah Log S( Spontaneous potensial ),
Log GR ( Gamma Ray ), Log resistivitas, Log RHOB ( Densitas ), dan Log
2
NPHI ( Neutron ).Ada 4 jenis log yang sering digunakan dalam interpretasi
yaitu :
• Log listrik terdiri dari log resistivitas dan log SP
• Log radioaktif terdiri dari log GR (Gamma Ray), log porositas yaitu
terdiri dari log densitas dan log neutron
• Log akustik berupa log sonic
• Log caliper
2.2.1 Log Spontaneous Potensial (Log SP)Log SP adalah rekaman perbedaan potensial listrik antara
elektroda dipermukaan yang tetap dengan elektroda yang terdapat di
dalam lubang bor yang bergerak naik turun.Supaya SP dapat berfungsi,
lunamg bor harus diisi dengan lumpur konduktif.Skala SP adalah dalam
milivolt, tidak ada harga mutlak yang dama dengan mol karena hanya
perubahan potemsial yang dicatat.
Kita bayangkan sebuah lubang sumur yang terdiri dari lapisan
permeabel dan tak permeabel.Secara alamiah karena perbedaan
kandunagn garam air, arus listrik hanya mengalir di sekeliling
perbatasan formasi di dalam lubang bor. Di lapisan serpih dimana tidak
ada aliran listrik, sehingga potensialnya adalah konstan sengan kata lain
SP-nya rata.Pembacaan ini disebut garis dasar serpih (Shale Base
Line).
Mendekati lapisan-permeabel, aliran listrik mulai terjadi, yang
menyebabkan beda potensial negatif (relatif terhadap serpih).
Penurunan kurva SP tidak pernah tajam saat melewati dua lapisan yang
berbeda, melainkan selalu mempunyai sudut kemiringan.Jika lapisan
permeabel itu cukup tebal maka SP menjadi konstan mendekati nilai
maksimumnya (SSP-StaticSP). Memasuki lapisan serpih lagi, situasi
sebaliknya akan terjadi, dan potensial kembali ke nilai serpih secara
teratur.
Kurva SP biasanya tidak mampu dengan tepat memberikan
ukuran ketebalan lapisan, karena sifatnya yang “malas” atau
3
“lentur”.Perubahan dari posisi garis-dasar-serpih ke daris permeabel
tidak tajam melainkan molor, sehingga garis batas tidak mudah dengan
tepat ditentukan.Garis batas tersebut tidak harus setengah dari garis
“lentur”nya.
Tahap pertama yang dilakuakan dalam analisis log adalah
mengenal lapisan-permeabel, dan serpih yang tak-permeabel. Untuk itu
digunakan log SP dan juga dengan bantuan dari log Gamma Ray (GR).
Log GR dan SP membedakan serpih dari yang bukan serpih
dengan cara yang berbeda. SP adalah pengukuran secara elektrik,
sedangkan GR adalah pengukuran secara radioaktif.Keduanya bisa
sangat berbeda dalam penampilan. Penyajiannya adalah : pembacaan
serpih disebelah kanan sedang pasir yang permeabel disebelah kiri
dalam kolom 1.
Pada formasi lunak, SP memberikan perbedaan yang lebih
kontras antara serpih dan pasir daripada GR. Sebaliknya pada formasi
karbonat yang keras perubahan SP sangat kecil, sehingga tidak dapat
membedakan formasi yang permeabel dari yang tak-permeabel. Dalam
kondisi ini log GR adalah cara terbaik, karena memberikan resolusi
lapisan yang baik.Log SP digunakan untuk :
Identifikasi lapisan-lapisan permeabel.
Mencari batas-batas lapisan permeabel dan korelasi antar sumur
berdasarkan batas lapisan itu.
Menentukan resistivitas air-formasi,Rw.
Memberikan indikasi kualitatif lapisan serpih.
2.2.2 Log Gamma Ray (Log GR)Sejarah Log Sinar Gamma (GR) sudah lama, tapi hanya sedikit
pengembangan yang dilakukan pada alat GR atau cara interpretasinya.
Dengan kehadiran GR spektroskopi beberapa tahun silam telah
membuka era baru bagi kemungkinan interpretasi yang lebih
4
rinci.Dengan alat seperti NGT (Natural spectroscopy Gammaray Tool)
kita dapat mendeteksi unsur-unsur sumber radioaktif.
Prinsip Log GR adalah suatu rekaman tingkat radioaktivitas
alami yang terjadi karena tiga unsur : uranium (U), thorium (Th), dan
potassium (K) yang ada pada batuan. Pemancaran yang terus menerus
terdiri dari semburan pendek tenaga tinggi sinar gamma, yang mampu
menembus batuan, sehingga dapat dideteksi oleh detektor yang
memadai (biasanya jenis detektor scintillation).
Sinar Gamma sangat efektif dalam membedakan lapisan
permeabel dan yang tak permeabel karena unsur-unsur radioaktif
cenderung berpusat di dalam serpih yang tak-permeabel, dan tidak
banyak terdapat dalam batuan karbonat atau pasir secara umum adalah
permeabel.
Kadangkala lumpur bor mengandung sejumlah unsur potassium,
karena zat potassiumchlorida ditambahkan kedalam lumpur untuk
mencegah pembengkakan serpih. Radioaktivitas dari lumpur akan
mempengaruhi pembacaan log GR berupa tingkatan latar belakang
radiasi yang tinggi. Koreksi pengaruhi unsur potassium lumpur ini
hanya ada pada alat NGT.
Log GR diskala dalam satuan API (GAPI). Satu GAPI = 1/200
dari tanggapan yang didapat dari kalibrasi standar suatu formasi tiruan
yang berisi Uranium, Thorium dan Potassium dengan kuantitas yang
diketahui dengan tepat dan diawasi oleh American Petroleum Institute
(API) di Houston, Texas.
Log GR biasanya ditampilkan pada kolom pertama, bersama-
sama kurva SP dan Kaliper.Biasanya diskala dari kiri ke kanan dalam
0-100 atau 0-150 GAPI.
Tingkat radiasi serpih lebih tinggi dibandingkan batuan lain
karena unsur-unsur radioaktif cenderung mengendap di lapisan serpih
yang tidak permeabel, hal ini terjadi selama proses perubahan geologi
batuan.
5
Pada formasi permeabel tingkat radiasi GR lebih rendah, dan
kurva akan turun ke kiri. Sehingga log GR adalah log permeabilitas
yang bagus sekali karena mampu memisahkan dengan baik antara
lapisan serpih dari lapisan permeabel.
Secara khusus log GR berguna untuk definisi lapisan permeabel
disaat SP tidak berfungsi karena formasi yang sangat resistif atau bila
kurva SP kehilangan karakternya (Rmf = Rw), atau juga ketika SP tidak
dapat direkam karena lumpur yang digunakan tidak konduktif (oil base
mud).
Log GR dapat digunakan untuk mendeteksi dan evaluasi
terhadap mineral-mineral radioaktif, seperti biji potasium atau
uranium.Log GR juga dapat digunakan untuk mendeteksi mineral-
mineral yang tidak radioaktif, termasuk lapisan batubara.Log GR
digunakan secara luas untuk korelasi pada sumur-sumur berselubung.
Gabungan perekaman GR dengan CCL (casing collar locator)
memungkinkan alat perforasi diposisikan dengan akurat di depan
lapisan yang akan dibuka. Korelasi dari sumur ke sumur sering
dilakukan dengan menggunakan log GR, dimana sejumlah tanda-tanda
perubahan litologi hanya terlihat pada log GR.Ringkasan dari kegunaan
Log GR :
Evaluasi kandungan serpih
Menentukan lapisan permeabel
Evaluasi biji mineral yang radioaktif maupun yang tidak radioaktif
Korelasi log pada sumur yang berselubung
Korelasi antar sumur
2.2.3 Log ResistiviyLog ini mengukur tahanan jenis formasi, untuk medapatkan sifat
– sifat fisik batuan.Tahanan jenis suatu media adalah tahanan /
hambatan yang diberikan oleh suatu media tersebut terhadap aliran arus
listrik yang melewatinya. Tahanan jenis diukur dengan alat normal,
6
yang mengukur Ra ( tahanan jenis semu dari formasi ) dan alat lateral
dan induksi yang dapat mengukur tahanan jenis sebenarnya Rt.
Log tahanan jenis dapat dibagi lagi menjadi tiga berdasarkan
tempat pengambilan datanya, yaitu :
1. Log tahanan jenis dangkal digunakan untuk mengukur tahanan jenis
zona invasi yakni zona yang berada di sekitar tabung bor. Zona ini
dapat dipengaruhi oleh air lumpur bor atau mud filtrat. Log ini
disebut juga Laterallog Shallow (LLS).
2. Log tahanan jenis menengah, log ini menguur tahanan jenis zona
transisi yakni zona yang sebagian dari fluidanya terusir oleh mud
filtrat dan sebagian masih merupakan fluida asli. Log ini disebut
juga Spherically FocusLog (SFL)
3. Log tahanan jenis dalam, log ini mengukur tahanan jenis formasi
yang tidak terganggu oleh proses pemboran.Tujuan penggunaan
adalah untuk mengukur tahanan jenis asli ( Rt ), membantu
mengetahui porositas dan permeabilitas batuan. Juga untuk
menghitung Sw dan untuk korelasi.Log ini disebut juga Laterallog
Deep (LLD).
2.3 Analisis Log Kuantitatif
a. Perhitungan Volume Shale
a. Volume Shale Gamma Ray =
b. Volume Shale Spontaneous Potential =
c. Volume Shale Neutron =
Log neutron, hasil pembacaan dari log neutron adalah
standarpengukuran batugamping, untuk mengkonversikan kepada
batupasir kita ubah dengan menggunakan chart Por-13b.
7
Gambar 2.1 Kurva Kesamaan Porositas untuk Neutron Thermal
d. Volume Shale Density-Neutron =
b. Perhitungan Porositas
Porositas Densitas (ΦD)
ΦD =
Koreksi Porositas Densitas
ΦDc = ΦD – (ΦDsh x Vsh)
Porositas Neutron (ΦN)ΦN = Dibaca langsung dari kurva log
Total Porositas (ΦTot) :
Φtot =
Porositas Neutron Shale Terdekat ( ΦNsh)
Koreksi Porositas Neutron (ΦNc)
ΦNc = ΦN – (ΦNsh x VSh)
Porositas Densitas – Neutron (Φe)
8
Φe =
c. Faktor Formasi (F)
Faktor formasi merupakan faktor keras lunaknya batuan rata-rata
yang tergantung dari mineral pembentuk batuan.
Catatan :
Untuk batupasir a = 0,62; m = 2,15
Untuk batugamping a = 1; m = 2
d. Perhitungan True Resistivity (Rt)
e. Perhitungan Water Restivity (Rw)
Water Restivity Loose (Rwl)
Rwl
Water Restivity Consolid (Rwc)
Rwl
f. Perhitungan Resistivitas Batuan di Flushed Zone (Rxo)
Rxo loose (Rxol)
Rxol =
Rxol =
Rxo Consolid (Rxoc)
g. Porositas Gabungan Kombinasi log densitas dan neutron, harga yang diperoleh dari
pembacaan log densitas &neutron dengan menggunakan persamaan:
Ф gab =
Keterangan :
D : nilai porositas densitas
N : nilai porositas neutron
Tabel 2.1 Persentae Porositas
9
9
N) x 2+ D x (7
mΦ= a
F
Persentase Porositas Penilaian0% - 5% dapat diabaikan (negligible)
5% - 10% buruk (poor)10% - 15% cukup (fair)15% - 20% baik (good)20% - 25% sangat baik (very good)
> 25% istimewa (excellent)(Koesoemadinata,1980)
h. Saturasi Air (Sw)• Metode Archie
Uninvaded Zone (Zona Tak Terinvasi)
Determinasi harga kejenuhan air (Sw) dari log resistivitas dalam
formasi yang bersih (non-shaly), berdasarkan pada rumus Archie
(Harsono, 1997) :
Keterangan :
Sw: nilai kejenuhan air pada zona tidak terbilas
F : nilai faktor formasi
Rw: nilai resistivitas air
Rt : nilai resistivitas zona tidak terbilas
Invaded Zone (Zona Terinvasi)
Keterangan :
Sxo: nilai kejenuhan air pada zona terbilas
F : nilai faktor formasi
Rmf: nilai resistivitas mud filtrate
Rxo: nilai resistivitas zona terbilas
Rxo diperoleh dari short normal, Rt dari Induction atau laterolog,
sedangkan Rmf/Rw dari harga yang diukur.
Dari harga Sw dan Sxo dapat diketahui Shr (saturasi hidrokarbon
tersisa)
Shr = 1 - Sxo
10
Rt
F.RwSw =
Rxo
F.RmfSxo =
Harga Shr dipakai untuk menentukan porositas batuan
Ф bat = Ф kor-gab (1 – 0,1 Shr)
(Chabibie, Abdurrahman, dkk, 2008)
• Metode Simandoux
Uninvaded Zone (Zona Tak Terinvasi)
Sw
Keterangan :
C : Konstanta untuk litologi ( sandstone = 0,4, limestone = 0,45)
Rsh : Restitivity shale terdekat dan tertinggi di suatu zonasi
Invaded Zone (Zona Terinvasi)
Sw
2.4 Lingkungan Pengendapan
Lingkungan pengendapan adalah tempat mengendapnya material
sedimen beserta kondisi fisik, kimia, dan biologi yang mencirikan terjadinya
mekanisme pengendapan tertentu (Gould, 1972).Interpretasi lingkungan
pengendapan dapat ditentukan dari struktur sedimen yang terbentuk.Struktur
sedimen tersebut digunakan secara meluas dalam memecahkan beberapa
macam masalah geologi, karena struktur ini terbentuk pada tempat dan waktu
pengendapan, sehingga struktur ini merupakan kriteria yang sangat berguna
untuk interpretasi lingkungan pengendapan.Terjadinya struktur-struktur
sedimen tersebut disebabkan oleh mekanisme pengendapan dan kondisi serta
lingkungan pengendapan tertentu.Lingkungan Pengendapan DIbagi menjadi
3, yaitu :
1. Continental / darat
2. Coastal / transisi
3. Marine / laut
Klasifikasi lingkungan pengendapan dapat dibedakan menjadi:
11
a. kontinetal, antara lain gurun atau eolian, fluvial termasuk braided river
dan point bar river, dan limnic
Gambar 2.2 - Depositional model for peatland development associated with
fluvial systems. Coals that develop from peatlands in fluvial systems tend to
thicken away from channels and split toward channels. Areas of peatlands
are removed by fire splays, crevasse splays or eroded by fluvial incision.b. peralihan, termasuk delta. lobate, esturine, litoral (pantai, laguna, dan
barrier islands, offshore bar, tidal flat.
Gambar 2.3 Sequence stratigrafi Lingkungan Transisi
12
c. marine, meliputi neritis atau laut dangkal, deep neiritis, batial, abisal.
Gambar 2.4- Depositional model for peatland development above regressive
marine carbonates. Variation in coal thickness may be due to subtle changes in
topography, where shallower areas that submerge before deeper areas are
conducive to peat development.
13
14
BAB III
TAHAPAN INTERPRETASI
3.1 Analisis log kualitatif
15
3.2 Analisis log kuantitatif
16
3.2.1 Menghitung Nilai Volume Shale
17
Mulai
Mempersiapkan alat dan bahan (data log, penggaris,
penghapus, dan kalkulator, serta pensil)
Menghitung nilai Vsh Gamma Ray
Vsh GR =
Menghitung nilai Vsh SP
Vsh SP =
V
Menghitung nilai Vsh Neutron
Vsh N =
Menghitung nilai Vsh Neutron-Densitas
Vsh N-D =
Mencari nilai Vsh minimum dari nilai Vsh
keseluruhan
-Mengepick nilai GR
log, N log, SP log
pada depth 1282,
1283, 1284
-Menentukan nilai GR
clean, SP clean, dan N
clean dari sand bersih
-Menentukan nilai
Grshale, Spshale,
Nshale dari shale
bersih
-Untuk nilai N log dan
N clean dikonversi
menggunakan gaftar
por 13-b
3.2.2 Menghitung Nilai Porositas
18
Mulai
Mempersiapkan alat dan bahan (data log, penggaris,
penghapus, dan kalkulator, serta pensil)
Menghitung nilai Porositas Densitas (ΦD)
ΦD =
Menghitung nilai . Porositas Neutron (ΦN)
Φtot = ,
Koreksi Porositas Neutron (ΦNc)
ΦNc = ΦN – (ΦNsh x VSh)
Menghitung nilai Porositas D-N(Φe)
Φe =
Porositas Densitas – Neutron (%Φe)
-Menghitung nilai
porositas pada depth
1282, 1283, 1284
-Nilai ΦN dapat
dilihat dari data log
pada N log
-Nilai Vsh adalah nilai
Vsh min pada masing-
masing depth
-Nilai diperoleh dari
konstanta untuk
sandstonenilainya
2,468
-Nilai diperoleh dari
pick nilai densitas
pada masing-masing
depth
-Nilai merupakan
nilai mud water
nilainya 1,1 untuk salt
water
Selesai
3.2.3 Menghitung Nilai True Resistivity
3.2.4 Menghitung Nilai Water Restivity (Rw)
3.2.5 Menghitung Nilai Resistivitas Batuan di Flushed Zone (Rxo)
19
Mulai
Menganalisis nilai Rt dari masing-masing depth
1282,1283, dan 1284 dari nilai deep later log
Nilai Rt1282
= 19 ohm, Rt1283
= 20 ohm, dan Rt1284
= 21 ohm
Mulai
Menghitung nilai Rw masing-masing depth
1282,1283, dan 1284
Rw
Nilai Rw untuk loose dan consolidated dimana nilai aloose
=
0,62 dan aconsolidated
= 0,81
Mulai
Menghitung nilai Rxo masing-masing depth
1282,1283, dan 1284
Rxo =
Nilai Rxo untuk loose dan consolidated dimana nilai
Rwmenggunakan masing-masing nilai Rw loose dan
consolidated
3.2.6 Menghitung Nilai Saturasi
20
Mulai
Menghitung nilai saturasi masing-masing depth
1282,1283, dan 1284 untuk loose dan consolidated
Metode Archie Metode Simandoux
Menghitung nilai F = dan nilai
= , untuk nilai F dan Sxonloose
dan consolidated
Menghitung nilai saturasi di flushed
zone untuk loose dan consolidated
Shr = 1 - Sxo
Menghitung nilai saturasi di virgin
zone untuk loose dan consolidated
Sh = 1 - Sw
Menghitung nilai saturasi di
uninvaded zone untuk loose dan
consolidated
Sw =
Mencari nilai c yaitu konstanta
untuk sandstone = 0,4
Mencari nilai Rsh adalah nilai
resistivitas tertinggi di suatu
zonasi
Menghitung nilai saturasi di invaded zone untuk
loose dan consolidated
Sxo = )
BAB IV
PENGOLAHAN DATA
4.1 Analisis Log Kualitatif
Terlampir
4.2 Analisis Log Kuantitatif
1. Perhitungan Volume Shale
a. Volume Shale Gamma Ray =
• VShl_GR1288 =
• VShl_GR1289 =
• VShl_GR1290 =
b. Volume Shale Spontaneous Potential =
• VShl_SP1288 =
• VShl_SP1289 =
• VShl_SP1290 =
c. Volume Shale Neutron =
• VShl_N1288=
• VShl_N1289 =
• VShl_N1290 =
d. Volume Shale Density-Neutron =
• VShl_ND1288 =
• VShl_ND1289 =
• VShl_ND1290 =
21
e. Volume Shale Minimum
• VShl_Min1288 = 0,03226
• VShl_Min1289 = 0.08621
• VShl_Min1290 = 0,03226
2. Perhitungan Porositas
a. Porositas Densitas (ΦD)
• ΦD =
• ΦD_1288= = 0.257106
• ΦD_1289 = = 0.192506
• ΦD_1290 = = 0.198966
Keterangan :
ΦDsh =
Koreksi Porositas Densitas
ΦDc = ΦD – (ΦDsh x Vsh)
• ΦDc_1288 = 0,257106 – (0,28295 x 0.03226) = 0,247979
• ΦDc_1289 = 0.192506 – (0,28295 x 0.225806) = 0,168115
• ΦDc_1290 = 0.198966 – (0,28295 x 0.032258) = 0,189839
b. Porositas Neutron (ΦN)
ΦN = Dibaca langsung dari kurva log
• ΦN_1288 = 0,33
22
• ρdsh_1288 = 2.21 • ΦDsh_1288 =
• ρdsh_1288 = 2.21 • ΦDsh_1288 =
• ρsdh_1290 = 2.21 • ΦDsh_1290 =
• ΦN_1289 = 0.342
• ΦN_1290 = 0.33
Total Porositas (ΦTot) :
Φtot =
• ΦTot_1288=
• ΦTot_1289 =
• ΦTot_1290 =
Koreksi Porositas Neutron (ΦNc)
ΦNc = ΦN – (ΦNsh x VSh)
ΦNc_1288 = 0.33 – (0.39 x 0.03226) = 0.317419
ΦNc_1289 = 0.342 – (0.39 x 0.225806) = 0.308379
ΦNc_1290 = 0.33 – (0.39 x 0.032258) = 0.317419
c. Porositas Densitas – Neutron (Φe)
Φe =
• Φe_1288 = = 0.284823
• Φe_1289 = = 0.248355
• Φe_1290= = 0,261528
Prosentase Porositas Densitas – Neutron (%Φe)
• %Φe_1288 = 28,48%
• %Φe_1289 = 24,84%
• %Φe_1290 = 26,15%
3. Perhitungan True Resistivity (Rt)
23
Rt Dibaca dari log Deep Laterolog
• Rt_1288 = 11 ohm
• Rt_1289 = 10,5 ohm
• Rt_1290 = 10,5 ohm
4. Perhitungan Water Restivity (Rw)
a. Water Restivity Loose (Rwl)
Rw
• Rw_1288 = 1,19
• Rw_1289 = 0,85
• Rw_1290 = 0,95
b. Water Restivity Consolid (Rwc)
Rw
• Rw_1288 = 0,912525
• Rw_1289 = 0,6488
• Rw_1290 = 0,725052
5. Perhitungan Resistivitas Batuan di Flushed Zone (Rxo)
a. Rxo loose (Rxol)
Rxol =
• Rxol_1288 = = 1,762334
• Rxol_1289 = = 2,366021
• Rxol_1290= = 2,117193
b. Rxo Consolid (Rxoc)
Rxol =
24
a= 0,62
a= 0,81
• Rxoc_1288= = 2,302404
• Rxoc_1289 = = 3,091093
• Rxoc_1290 = = 2,76601
6. Perhitungan Saturasi
a. Metode Archie
• Uninvaded zone loose (Fl)
Fl =
Fl_1288 = = 9,23
Fl1_1289 = = 12,39
Fl_1290 = = 11,08
• Uninvaded zone consolid (Fc)
Fc =
Fc_1288 = = 12,05447
Fc_1288 = = 16,18373
Fc_1290 = = 14,48173
• Invaded zone loose ( )
=
_1288= = 1,0003
_1289= = 1,0001
_1290= = 0,99995
• Invaded zone consolid( )
=
25
Φm = Φe²
Φm = Φe²
_1288= = 0,99999999
_1289= = 0,99999998
_1290= =1,000000001
- Flushed Zone
• Saturasihidrokarbon loose (Shr)
Shr = 1 -
Shr_1288 = 1 – 1,0003= 0
Shr_1289 = 1 – 1,0001= 0
Shr_1290 = 1 – 0,99995= 0,001
• Saturasihidrokarbonconsolid(Shr)
Shr = 1 -
Shr_1288 = 1 – 0,99999999= 0,001
Shr_1289 = 1 – 0,999= 0,001
Shr_1290 = 1 – 1,000000001 = 0
- Virgin Zone
• Saturasihidrokarbon loose (Sh)
Sh = 1 - Sw
Sh_1282 = 1 – 1,0003= 0
Sh_1283 = 1 – 1,0001= 0
Sh_1284 = 1 – 0,99995= 0,001
• Saturasihidrokarbonconsolid(Sh)
Sh = 1 -
Sh_1288 = 1 – 0,99999999= 0,001
Sh_1289 = 1 – 0,999= 0,001
26
Sh_1290 = 1 – 1,000000001 = 0
b. Metode Simandoux
- Uninvaded Zone
• Water Saturation loose (Sw)
Sw =
Sw_1288 = = 1,00708
Sw_1289= =
0,957786
Sw_1290 = =
1,002008
• Water Saturation consolid (Sw)
Sw =
Sw_1288 = =
0,883976
Sw_1289= =
0,844908
Sw_1290 = =
0,879375
• Invaded zone loose (Sxo)
Sxo = )
27
Sxo_1288= =
3,1005
Sxo_1289= =
3,42
Sxo_1290 = =
3,363
• Invaded zone consolid(Sxo)
Sxoc = )
Sxo_1288 = =
3,0884
Sxo_1289= =
3,363
Sxo_1290 = =
3,462
28
BAB V
PEMBAHASAN
5.1 Analisis Kualitatif
Wireline log merupakan data yang sangat penting di dunia
perminyakan. Hal ini dikarenakan melalui data wireline log dapat diketahui
variable - variabel petrofisika yang meliputi porositas dan kejenuhan air
dari batuan yang ditembus oleh lubang bor. Variabel - variabel petrofisika
batuan ini dapat digunakan untuk mengetahui besarnya kandungan
hidrokarbon pada batuan reservoar di bawah permukaan. Karena
peranannya yang sangat penting ini menyebabkan wireline log mengalami
perkembangan yang sangat cepat baik teknologi ataupun jenisnya.
Berdasarkan data Log Gamma ray, Log Resistivity, Log Neutron,
dan Log Density tersebut dapat diinterpretasikan yaitu mempunyai 2litologi
batuan dan pembagian zona menjadi 6 zonasi serta penentuan
lingkungan penendapan. Adapun interpretasi tersebut berdasarkan
analisis kualitatif yang meluputi sifat fisik batuan maupun kandungan fluida
yang terdapat dalam batuan dari masing-masing lapisan. Berikut hasil
interpretasi dari data log tersebut.
Dari data pada bab kedua tentang data log, kita dapat
menginterpretasikan apakah pada daerah tersebut memiliki kandungan
hidrokarbon atau tidak. Metode yang digunakan yaitu metode interpretasi
pintas ( quick look). Hal ini berdasarkan pada data-data yang terdiri dari:
Kurva Gamma Ray Log (GR)
Kurva Caliper Log (CALI)
Kurva Density Log (LDL)
Kurva Neutron Log (CNL)
Kurva Resistivity Log (MSFdan LLS)
29
Berdasarkan kurva GR, kita melihat bahwa pada kurva GR
menunjukkan nilai GR menuju pada minimum. Hal ini dapat
mengindikasikan bahwa daerah dengan kurva yang mendekati minimum
kemungkinan merupakan lapisan reservoir. Lapisan reservoir adalah
lapisan permeabel yang biasanya ditunjukkan oleh rendahnya harga kurva
gamma Ray dan juga radioaktivnya juga rendah yang berasosiasi dengan
batupasir dan coal sehingga menunjukkan volume serpih yang rendah.
Dalam identifikasi litologi berdasarkan kurva log Gamma Ray yang
pertama ditentukan adalah Shale Base Line dan Sand Base Line dari
kurva log Gamma Ray tersebut. Shale base line yang merupakan garis
lempung ini adalah garis yang ditarik dari titik yang memiliki harga paling
tinggi yang mengisyaratkan bahwa daerah tersebut merupakan daerah
serpih (shale), sedangkan sand base line merupakan garis yang ditarik
dari titik yang memiliki harga yang paling kecil dalam kurva log gamma ray
yang juga mengisyaratkan bahwa daerah tersebut adalah daerah yang
permeabel. Log Gamma ray yang memiliki skala 0 sampai 150 ini
kemudian dianggap mempunyai persentase 100%. Maka selanjutnya
barulah ditentukan daerah interes yang menjadi kandidat batupasir
dimana kandidat ini adalah zona yang terletak diantara 50%-80% (sering
juga disebut cut off). Daerah yang terletak pada zona inilah yang dianggap
sebagai zona clean sand.
Selain itu, dari kurva ini juga dapat ditentukan batas-batas
perlapisan dengan mengambil patokan adanya perubahan pola kurva
(defleksi kurva) merupakan tanda bahwa terdapat perubahan litologi.
Namun yang perlu diingat kurva Gamma Ray ini tidak mengisyaratkan
besar butir tetapi hanya memberikan informasi tentang distribusi butir dan
kandungan lempungnya.
Berdasarkan kurva kaliper dapat diinterpetasikan bahwa adanya
kelokan pada bagian tengah kurva ke arah kiri menunjukkan kemungkinan
adanya batuan yang memiliki porositas serta permeabilitas yang besar
30
karena kurva kaliper ini erat kaitannya dengan porositas dan
permeabilitas.
Berdasarkan kurva CNL yang merupakan hasil pengukuran
konsentrasi kandungan atom hidrogen dalam formasi dan secara tidak
langsung dapat menafsirkan porositas batuan. Pada prinsipnya sumber
radioaktif akan memancarkan partikel-partikel neutron pada formasi
sepanjang lubang bor. Partikel-partikel tersebut kemudian bertabrakan
dengan suatu massa hidrogen yang terdapat dalam formasi sehingga
energi partikel-partikel neutron yang diterima kembali oleh detektor akan
melemah.
Energi partikel neutron yang diterima kembali oleh detektor relatif
masih besar, menunjukkan energi neutron yang dipancarkan sebagian
besar diterima kembali oleh detektor dikarenakan formasi kurang
mengandung unsur hidrogen yang dijumpai dalam senyawa air (H2O)
yang terdapat pada rongga batuan. Keadaan ini dapat diasumsikan
sebagai batuan yang mempunyai porositas yang rendah. Begitu pula
sebaliknya, semakin lemah energi partikel neutron yang diterima detektor,
menunjukkan banyak hidrogen (H) dalam formasi. Keadaan ini
menunjukkan tingginya porositas batuan, jika H tersebut terkonsentrasi
sebagai fluida.
5.1.1 Interpretasi Litologi
Interpretasi litologi umumnya dilakukan menggunakan log gamma
ray. Untuk analisis tingkat lanjut, maka bermacam-macam jenis log yang
lain dapat digunakan untuk mendukung interpretasi litologi, seperti log SP,
log tahanan jenis, log sonik, dan log densitas.Dari pembacaan data log
yang ada, pada sumur tersebut terbagi menjadi dua litologi batuan, antara
lain yaitu shale , sandstone dan sandstone with carbonaceous streak
serta coal.
1. Shale
31
Litologi ini terdapat pada kedalaman 2290 – 2299 ft, 2301-2304 ft,
2307-2317 ft, 2323 – 2340 ft, 2750 – 2777 ft, 2835-2860 ft, yang masing-
masing mempunyai ketebalan yang bervariasi. Litologi batuan ini dicirikan
dengan data log Gamma Ray yang tinggi yaitu sekitar 70-140 gAPI, hal
ini karena pada lapisan ini mempunyai kandungan radioaktif yang sangat
tinggi. pada depth ini log Gamma Ray menunjukkan nilai yang tinggi
dengan menunjukkan defleksi ke arah kanan karena pada shale memiliki
komposisi radioaktif berupa uranium, thorium, dan potassium. Pada log
resistivitas yaitu MSF, LLS, dan LLD berhimpit , hal ini terjadi karena pada
shale memiliki porositas yang besar sehingga celah antar butir yang
menjadi media penghantar arus listrik tinggi kemudian kemungkinan
lapisan batuan ini memiliki salinitas yang rendah. Log neutron mengalami
defleksi ke arah kiri dan log densitas mengalami defleksi ke arah kanan.
Hal ini menunjukkan bahwa lapisan batuan ini memiliki porositas yang
rendah dan permeabilitas yang rendah, hal ini berhubungan dengan
prinsip log densitas yang memanfaatkan sinar gamma dimana pada saat
sinar gamma bertabrakan dengan elektron dalam batuan akan mengalami
pengurangan energi. Semakin banyaknya elektron dalam batuan berarti
makin padat butiran atau mineral penyusun batuan tersebut sehingga
apabila semakin padat maka ruang atau pori antar butirannya sangat kecil
sehingga batuan ini porositasnya rendah. Pada depth 2777 – 2780 ft
terdapat sedikit sisipan sandy shale dimana log Gamma Ray
menunjukkan defleksi ke arah kiri tetapi belum melewati cut off. Umumnya
pada lapisan batuan shale bersifat impermeable.
Pada log Caliper biasanya terdapat garis yang berbelok ke kanan,
dapat di interpretasikan pada kedalaman ini terdapat (caved hole) yang
menyebabkan diameter lubang bor membesar, tetapi pada data log
tersebut tidak menunjukkan pembelokan secara signifikan, sehingga
dapat diperkirakan tetap terjadi pembesaran lubang bor namun tidak
begitu besar gradiennya. Hal ini dikarenakan permeabilitas dari shale
hampir mendekati nol, sehingga tidak terjadi kerak lumpur yang
32
menyebabkan runtuhnya dinding sumur bor ( washed out ), sehingga
diameter dinding sumur bor mengalami perbesaran. Pada Log resistivity
harga yang ditunjukkan rendah, dan tidak terjadi separasi tahanan jenis
yang negatif. Pada Log Neutron (CNL) menunjukkan harga yang tinggi
dan pada Log Density (LDL) menunjukkan harga yang rendah, oleh
karena itu batuan ini mempunyai porositas yang sangat kecil dan
impermeable. Dari kombinasi data log Neutron dan data log Density dari
kedua litologi tersebut tidak ditemukan adanya crossover yang
mengindikasikan kehadiran porositas yang diisi fluida di dalam batuan ini,
sehingga dapat disimpulkan pada batuan ini tidak terdapat fluida.
Kenampakan pada log sonic pada shale menunjukkan nilai yang
lebih tinggi dibandingkan pada sandstone karena pada prinsipnya log
sonic merupakan suatu log yang berfungsi dalam penentuan besarnya
harga porositas dari batuan dimana pada log ini terdapat transmitter yang
mengirimkan gelombang suara ke dalam formasi yang diterima oleh
penerima yang terdapat pada log ini dimana makin lama waktu tempuhnya
maka porositas batuannya makin besar.
2. Sandstone
Berdasarkan data log, litologi ini terdapat di kedalaman 2340 –
2355 m, 2364 – 2400 m, 2783 – 2790 m, 2794-2828 m dan yang terakhir
2778 -2780 m. Litologi ini dicirikan dengan data log Gamma Ray yang
rendah yaitu sekitar 40 - 60 API, hal ini karena pada lapisan ini hampir
tidak mempunyai kandungan radioaktif atau dapat dikatakan mempunyai
intensitas radioaktif yang sangat rendah. Dari hasil log neutron (NPHI)
yang menunjukan angka yang kecil karena H pada batupasir
terkonsentrasi sebagian besar di fluidanya, maka dapat diketahui bahwa
batuan ini memiliki porositas yang besar. Dan dengan melihat dari Log
Density (RHOB) maka dapat diketahui pula bahwa batuan ini memiliki
densitas yang rendah yang dimungkinkan berasal dari jumlah porositas
yang banyak, oleh karena itu batuan ini mempunyai porositas yang baik
33
dan permeable yang memungkinkan dapat menjadi batuan reservoir.
Pada kedalaman 2795 ft – 2829ft, 2345ft – 2349ft, dan 2370mft – 2399ft
dari log resistivitas menunjukkan harga yang cukup tinggi yang
diinterpretasikan sebagai dan air tawar (freshwater). Sedangkan jika
dilihat dari log porositas (LDL dan CNL) menunjukkan adanya crossover
yang cukup besar sehingga diinterpretasikan bahwa pada lapisan
batupasir tersebut berisi fluida berupa air tawar (fresh water). Pada
sandstone kenampakan log caliper menunjukkan nilai yang besar, hal ini
diakibatkan karena sandstone memiliki permeabilitas yang besar sehingga
terjadi kerak lumpur yang mengakibatkan pengecilan diameter lubang bor
karena terjadi endapan lumpur pada dindingnya (mud cake).
Permeabilitas batuan yang besar mengakibatkan fluida pemboran yang
masuk ke dalam formasi cukup besar sehingga mengakibatkan adanya
endapan lumpur yang menyebabkan diameter lubang bor lebih kecil.
Kenampakan pada log sonic pada sandstone dengan shale karena pada
prinsipnya log sonic merupakan suatu log yang berfungsi dalam
penentuan besarnya harga porositas dari batuan dimana pada log ini
terdapat transmitter yang mengirimkan gelombang suara ke dalam formasi
yang diterima oleh penerima yang terdapat pada log ini dimana makin
lama waktu tempuhnya maka porositas batuannya makin besar.
Sandstone memiliki porositas yang cukup baik sehingga gelombang sura
yang diterima oleh formasi lebih cepat ditangkap dan dipantulkan kembali
karena memiliki celah antar butir yang cukup baik untuk memantulkan
gelombang suara sehingga waktu tempuh yang diperlukan tidak terlalu
lama.
3. Batubara (Coal)
Berdasarkan data log, litologi ini terdapat di kedalaman 2340 –
2355 ft, 2364 – 2400 ft, 2783 – 2790 ft, 2794-2828 ft dan yang terakhir
2778 -2780 ft. Batubara merupakan hasil dari akumulasi tumbuh-
tumbuhan pada kondisi lingkungan pengendapan tertentu. Akumulasi
34
tersebut telah dikenai pengaruh-pengaruh synsedimentary dan post-
sedimentary .Akibat pengaruh-pengaruh tersebut dihasilkanlah
batubara dengan tingkat (rank) dan kerumitan struktur yang
bervariasi. Pada kedalaman ini log Gamma Ray menunjukkan nilai yang
rendah dengan menunjukkan defleksi ke arah kiri, hal ini disebabkan pada
lapisan coal kandungan radiokatifnya kecil. Coal merupakan jenis batuan
yang terbentuk dari bahan organik tidak memiliki unsur radioaktif yang
tinggi akan tetapi pada coal tidak terdapat unsur radioaktif berupa
uranium, thorium, dan potassium sehingga tingkat radiokatifnya kecil. Log
SP tidak menunjukkan defleksi karena coal merupakan lapisan batuan
yang bersifat impermeable sehingga tidak terjadi perubahan pada kurva
log SP ini, log resistivitas yaitu MSF, LLS, dan LLD sangat tinggi karena
pada log ini menunjukkan bahwa coal tidak dapat menghantarkan arus
listrik dengan baik karena pada batuan ini bersifat impermeable dimana
apabila dilihat dari kenampakan log resistivitas yang tinggi menunjukkan
bahwa lapisan batuan ini dapat menghambat arus listrik dengan baik
karena lapisan batuan ini memiliki kekompakkan yang sangat tinggi
sehingga porositas batuan mendekati nol atau sangat kecil sehingga celah
antar butirrannya yang menjadi media penghantar arus listrik sangat kecil,
matriks batubara yang berupa material-material organik banyak memiliki
komposisi C, H, dan O yang tidak konduktif. Pada log densitas dan log
neutron radikal ke kiri. Hal ini menunjukkan log neutron memiliki nilai yang
tinggi, hal ini diakibatkan karena batubara memiliki komposisi C,H, dan O
sehingga partikel neutron yang bertumbukan dengan atom-atom
mengalami sedikit hilang, dimana massa material pembentuk batubara
memiliki mssa yang hampir sama sehingga kecepatan detektor
menghitung akan semakin meningkat. Pada log densitas nilainya rendah
karena batubara memiliki porositas yang rendah dengan komposisi
material-material organik yang cukup tinggi sehingga butiran atau mineral
penyusun batuan tersebut semakin padat dan mengakibatkan semakin
banyak tumbukan antara sinar gamma dengan elektron dalam batuan
35
yang menimbulkan pengurangan energi. Pada litologi coal ini kenampakan
log sonic tidak menunjukkan perubahan yang signifikan nilainya hampir
sama denga nilai log sonic pada litologi shale.
Lingkungan pengendapan batubara dapat mengontrol penyebaran
lateral, ketebalan, komposisi, dan kualitas batubara. Untuk pembentukan
suatu endapan yang berarti diperlukan suatu susunan pengendapan
dimana terjadi produktifitas organik tinggi dan penimbunan secara
perlahan-lahan namun terus menerus terjadi dalam kondisi reduksi tinggi
dimana terdapat sirukulasi air yang cepat sehingga oksigen tidak ada
dan zat organik dapat terawetkan. Kondisi demikian dapat terjadi
diantaranya dilingkungan paralik (pantai) dan limnik (rawa-rawa).
Menurut Diessel (1984, op c i t Sus i l awa t i ,1992) l eb ih da r i
90% ba tubara d i dun ia te rben tuk d i lingkungan paralik yaitu rawa-
rawa yang berdekatan dengan pantai. Daerah seperti ini dapat dijumpaidi
dataran pantai, lagunal, deltaik, atau juga fluviatil.Diessel (1992)
mengemukakan terdapat 6 lingkungan pengendapan utama pembentuk
batubara (Tabel2.1) yaitu gravelly braid plain, sandy braid plain, alluvial
valley and upper delta plain, lower deltaplain, backbarrier strand plain, dan
estuary. Tiap lingkungan pengendapan mempunyai asosiasi dan
menghasilkan karakter batubara yang berbeda. Proses pengendapan
bawahberupa kontak erosional dan terdapat bagian deposit yang
berupa fragmen-fragmen batubara danplagioklas. Secara lateral
endapan channel akan berubah secara berangsur menjadi
endapan flood plain . Di antara channel dengan flood plain terdapat
tanggul alam (natural levee) yang terbentuk ketikamuatan sedimen
melimpah dari channel. Endapan levee yang dicirikan oleh laminasi
batupasir halusdan batulanau dengan struktur sedimen ripple lamination
dan paralel lamination.
4. Sandstone with carbonaceous streak
36
Litologi endapan ini terdapat pada kedalaman 2298m – 2301m,
2305m – 2307m, 2834m – 2835m. Litologi ini merupakan batupasir
dengan sisipan atau sedikit laminasi karbon. Pada kedalaman ini log
Gamma Ray menunjukkan nilai yang rendah dengan menunjukkan
defleksi ke arah kiri, hal ini disebabkan pada lapisan batuan ini kandungan
radiokatifnya kecil. Dimana sandstone with carbonaceous streak ini me
memiliki kompoisisi coal yang tidak bersifat radioaktif dan memiliki
konduktivitas yang rendah. Log SP menunjukkan defleksi ke arah kanan
dengan nilai hampir sama dengan lapisan sandstone, hal ini karena
lapisan batuan yang bersifat permeable sehingga terjadi perubahan pada
kurva log SP ini dimana sesuai dengan prinsip kerja log SP yang hanya
dapat mengidentifikasi lapisan permeable atau tidak, log resistivitas yaitu
MSF, LLS, dan LLD tinggi dibandingkan log resistivitas pada sandstone
karena pada log ini menunjukkan bahwa lapisan batuan ini tidak dapat
menghantarkan arus listrik dengan baik karena pada batuan ini tidak
bersifat konduktif karena unsur atau komposisi pada batuan ini berupa
coal, log neutron memiliki nilai yang tinggi karena lapisan batuan ini
memiliki konsentrasi hidrogen yang rendah sehingga partikel-partikel
neutron yang memancar lebih jauh menembus formasi dan pada log
densitas nilainya rendah karena batuan ini bersifat impermeable sehingga
celah-celah antar butirnya lebih besar dan sinar gamma yang bertabrakan
dengan elektron semakin kecil, hal ini mengakibatkan pengurangan energi
yang tidak terlalu besar. Dari hasil interpretasi data log kenampakan log
Gamma Ray menunjukkan kenampakan seperti pada litologi sandstone
akan tetapi pada log resistivity kenampakannya cukup tinggi apabila
dibandingkan dengan log resistivity pada sandstone, pada log densitas
kenampakannya hampir hilang ke arah kiri sehingga hal ini menunjukkan
suatu hal dimana terjadi perubahan proses pengendapan sehingga
terdapat litologi coal berupa lamina-lamina yang kemungkinan terjadi
akibat adanya perubahan arus di suatu lingkungan pengendapan.
37
Dilitologi ini kenampakan log sonic tidak menunjukkan perubahan yang
signifikan, nilainya hampir sama dengan nilai log sonic pada sandstone.
5.1.2 Interpretasi Fluida (Zonasi)
Zonasi ini dibuat untuk menentukan zona-zona yang mempunyai
kandungan fluida hidrokarbon atau dengan kata lain zona prospektif. Dari
pembacaan data log yang ada, pada sumur tersebut terbagi menjadi 3
zona yang mengandung fliuda air (water). Setelah penentuan zona
prospektif tersebut, dilakukan analisa kuantitatif yang secara garis besar
dengan melihat parameter petrofisika batuan. Adapun parameter tersebut
yaitu meliputi porositas, faktor formasi, resistivitas air, kandungan serpih,
saturasi air dan saturasi hidorkarbon. Pada Neutron Log, bila konsentrasi
hidrogen didalam formasi besar maka semua partikel neutron akan
mengalami penurunan energi serta tertangkap tidak jauh dari sumber
radioaktifnya. Hal yang perlu digarisbawahi bahwa neuton hidrogen tidak
sepenuhnya mewakili porositas batuan karena penentuannya didasarkan
pada konsentrasi hidrogen. Neutron tidak dapat membedakan antara atom
hidrogen bebas dengan atom hidrogen yang secara kimia terikat dengan
mineral batuan, akibatnya pada formasi lempung yang banyak
mengandung atom-atom hidrogen didalam susunan molekulnya seolah-
olah mempunyai porositas tinggi.
Faktor-faktor yang mempengaruhi bentuk kurva Neutron Log
adalah shale atau clay dimana semakin besar konsentrasinya dalm
lapisan batupasir akan memperbesar nilai NPHI batupasir. Kekompakan
batupasir juga akan mempengaruhi defleksi kurva Neutron Log dimana
semakin kompak batuan tersebut maka NPHI batuan akan menurun dan
kandungan fluida yang ada dalam batuan apabila mengandung minyak
dan gas maka akan mempunyai harga NPHI yang relatif kecil, sedangkan
38
air asin atau air tawar akan memberikan harga porositas neutron yang
mendekati harga porositas sebenarnya.
Density Log menunjukkan besarnya densitas lapisan yang
ditembus oleh lubang bor sehingga berhubungan dengan porositas
batuan. Besar kecilnya density juga dipengaruhi oleh kekompakan batuan
dengan derajat kekompakan yang variatif, dimana semakin kompak
batuan maka porositas batuan tersebut akan semakin kecil. Pada batuan
yang sangat kompak, harga porositasnya mendekati harga nol sehingga
densitasnya mendekati densitas matrik.
Kombinasi Log digunakan untuk memperoleh data yang diperlukan
untuk mengevaluasi formasi serta menentukan potential productivity yang
dikandungnya. Pada kombinasi log antara Neutron Log dan Density Log
maka akan terdapat tampilan Log Density yang dari kiri ke kanan
satuannya semakin besar sedangkan Neutron Log dari kiri ke kanan
satuan porositasnya semakin kecil sehingga dapat diinterpretasikan
sebagai berikut :
1. Lapisan shale akan memberikan nilai yang kecil harga densitas yang
besar pada Density Log dan harga porositas neutron yang besar pada
Neutron Log.
2. Lapisan hidrokarbon akan memberikan separasi positif dimana kurva
Density Log akan cenderung mempunyai defleksi ke kiri dan Neutron
Log cenderung mempunyai defleksi ke kanan.
3. Lapisan air asin atau air tawar akan memberikan separasi positif sehingga
untuk dapat membedakan antara separasi positif pada lapisan air dengan
lapisan hidrokarbon maka jalan terbaik adalah dengan melihat kurva
Resistivity Log dan SP Log.
Berikut interpretasi dari masing-masing zonasi :
1. Zona 1
Zona ini terdapat di kedalaman 2343 – 2348 ft. Dari interpretasi
data yang didapat, diperkirakan pada interval kedalaman ini terdapat
39
berupa fluida air tawar. Hal ini di tunjukan dari nilai log Gamma Ray yang
rendah dan nilai log resistivitas yang rendah dan defleksinya terlihat
melurus. Selain itu ciri data log yang paling mencolok yaitu ditunjukkan
adanya separasi positif (cross over ) dengan bentukan yang besar antara
nilai log density dan log neutron, hal ini karena harga porositas Neutron
jauh lebih kecil daripada harga porositas Densitas. Selain itu
resistivitasnya juga tergolong rendah. Dengan melihat data log tersebut
maka dapat diperkirakan zona ini merupakan lapisan yang poros yaitu
berupa formasi dengan litologi berupa sandstone yang merupakan batuan
reservoir. Adapun perkiraan kandungan fluida pada zona ini yaitu fluida
berupa air asin.
Berdasarkan analisa secara kuantitatif pada batuan reservoir
tersebut diperoleh nilai porositas batuan terkoreksi sebesar 13.88 %.
Dengan nilai tersebut maka porositas pada batuan ini termasuk dalam
tingkatan yang cukup. Nilai faktor formasi didapatkan sebesar 21.71,
sehingga dapat dikatakan formasi pada zona ini relative lunak. Kemudian
didapatkan kandungan serpih sebesar 0.23. Kandungan serpih ini dipakai
untuk mengkoreksi densitas neutron dan porositas yang keduanya
digabungkan dan menghasilkan nilai porositas gabungan terkoreksi yang
nantinya didapatkan nilai porositas batuan yang sebenarnya. Adapun
saturasi air pada zona ini sebesar 0.50 dan saturasi hidrokarbon sebesar
0.46. Dengan melihat nilai dari parameter tersebut di atas dapat dikatakan
zona ini merupakan zona yang cukup prospektif untuk di eksploitasi.
2. Zona 2
Zona ini terdapat di kedalaman 2369 – 2398 ft. Dari interpretasi
data yang didapat, diperkirakan pada interval kedalaman ini terdapat
berupa fluida air. Hal ini di tunjukan dari nilai log Gamma Ray yang rendah
dan nilai log resistivitas yang rendah dan defleksinya terlihat melurus.
Selain itu ciri data log yang paling mencolok yaitu ditunjukkan adanya
sparasi positif (cros over ) dengan bentukan yang besar antara nilai log
40
density dan log neutron, hal ini karena harga porositas Neutron jauh lebih
kecil daripada harga porositas Densitas. Dengan melihat data log tersebut
maka dapat diperkirakan zona ini merupakan lapisan yang poros yaitu
berupa formasi dengan litologi berupa sandstone yang merupakan batuan
reservoir. Adapun perkiraan kandungan fluida pada zona ini yaitu fluida
berupa air tawar.
Berdasarkan analisa secara kuantitatif pada batuan reservoir
tersebut diperoleh nilai porositas batuan terkoreksi sebesar 12.5 %.
Dengan nilai tersebut maka porositas pada batuan ini termasuk dalam
tingkatan yang cukup. Nilai faktor formasi didapatkan sebesar 35,
sehingga dapat dikatakan formasi pada zona ini relative keras dari zona 1.
Kemudian didapatkan kandungan serpih sebesar 0.106. Kandungan
serpih ini dipakai untuk mengkoreksi densitas neutron dan porositas dan
keduanya digabungkan dan menghasilkan nilai porositas gabungan
terkoreksi yang nantinya didapatkan nilai porositas batuan yang
sebenarnya. Adapun nilai nilai saturasi air pada zona ini sebesar 0.68 dan
saturasi hidrokarbon sebesar 0.46. Dengan melihat nilai dari parameter
tersebut di atas dapat dikatakan zona ini merupakan zona yang cukup
prospektif untuk di eksploitasi.
3. Zona 3
Zona ini terdapat di kedalaman 2797 – 2829 ft. Dari interpretasi
data yang didapat, diperkirakan pada interval kedalaman ini terdapat
berupa fluida air. Hal ini di tunjukan dari nilai log Gamma Ray yang rendah
dan nilai log resistivitas yang rendah dan bentuk kurvanya terlihat
melurus. Selain itu ciri data log yang paling mencolok yaitu ditunjukkan
adanya sparasi positif (cross over ) dengan bentukan yang kecil antara
nilai log density dan log neutron, hal ini karena harga porositas Neutron
jauh lebih kecil daripada harga porositas Densitas. Dengan melihat
data log tersebut maka dapat diperkirakan zona ini merupakan lapisan
yang poros yaitu berupa formasi dengan litologi berupa sandstone yang
41
merupakan batuan reservoir. Adapun perkiraan kandungan fluida pada
zona ini yaitu fluida berupa air asin.
Berdasarkan analisa secara kuantitatif pada batuan reservoir
tersebut diperoleh nilai porositas batuan terkoreksi sebesar 7.76 %.
Dengan nilai tersebut maka porositas pada batuan ini termasuk dalam
tingkatan porositas yang buruk. Nilai faktor formasi didapatkan sebesar
80.43, sehingga dapat dikatakan formasi pada zona ini relative sangat
keras dari zona 2. Kemudian didapatkan kandungan serpih sebesar 0.18.
Kandungan serpih ini dipakai untuk mengkoreksi densitas neutron dan
porositas dan keduanya digabungkan dan menghasilkan nilai porositas
gabungan terkoreksi yang nantinya didapatkan nilai porositas batuan yang
sebenarnya. Adapun nilai nilai saturasi air pada zona ini sebesar 0.68 dan
saturasi hidrokarbon sebesar 0.70. Melihat perbandingan tersebut maka
dapat dikatakan kandungan hidrokarbon relatif lebih banyak daripada air.
Dengan melihat nilai dari parameter tersebut di atas dapat dikatakan zona
ini merupakan zona yang cukup prospektif untuk di eksploitasi.
4. Zona 4
Pada kedalaman 2305 – 2307 ft terlihat kenampakan log resistivitas
yang cukup tinggi menunjukkan bahwa lapisan batuan ini tidak memiliki
kemampuan yang baik untuk mengalirkan arus listrik dimana kaitannya
dengan kandungan minyak dalam suatu lapisan batuan adalah suatu
fluida yang mempunyai konduktivitas yang sangat rendah karena minyak
merupakan suatu rangkaian ikatan hidrokarbon yang memiliki banyak
atom C yang saling berikatan membentuk ikatan jenuh maupun tidak
jenuh dimana ikatan rantai karbon merupakan suatu unsur organik yang
memiliki resistivitas lebih rendah apabila dibandingkan dengan gas yang
bersifat resistif. Umumnya kandungan fluida ditemukan pada sandstone
karena pada batuan ini mempunyai porositas yang tinggi sehingga
sehingga rongga-rongga antar butirnya dapat menyimpan fluida, log
densitas mengalami defleksi ke arah kiri dan log neutron mengalami
defleksi ke arah kanan karena partikel-partikel neutron yang bertumbukan
42
dengan atom yang massanya hampir sama dengan atom hidrogen
ditunjukkan oleh kenampakan CNL-LDL yang mengalami cross over.
5.1.3 Lingkungan Pengendapan
Penentuan lingkungan pengendapan dapat dilihat dari bentuk kurva
log terutama log Gamma Ray dan log SP ( Walker, 1922 ). Analisis
lingkungan pengendapan tidak akan lepas dari analisis pola log yang
bertujuan untuk mengetahui perubahan muka air laut pada interval
penelitian dengan mengkombinasikan antara kemenerusan vertikal
pengandapan, stratigrafi dan pelamparan litologi secara lateral.
1. Creevase splay
Pada saat terjadi banjir, channel utama akan memotong
natural levee dan membentuk crevase play . Endapan crevase play
dicirikan oleh batupasir halus – sedang dengan struktur sedimen cross
bedding,ripple lamination , dan b io tu rbas i . Laminas i
ba tupas i r , ba tu lanau dan ba tu lempung juga umumditemukan.
Ukuran butir berkurang semakin jauh dari channel utamanya dan
umumnyamemperlihatkan pola mengasar ke atas. Endapan crevase play
berubah secara berangsur ke arah lateral menjadi endapan flood plain.
Lingkungan pengendapan ini terdapat pada kedalaman 2778ft – 2795ft
dan 2340ft – 2366ft. Lingkungan pengendapan pada kedalaman ini adalah
crevase splay karena pada depth ini terdapat litologi yang didominasi oleh
shale dengan sedikit sisipan sandstone. Pola log Gamma Ray yang
terdapat pada depth ini adalah coarsening upwards. Di daerah crevasse
splay memiliki energy pengendapan yang relative kecil karena pada
lingkungan ini terbentuk akibat adanya suatu aliran dari sungai yang
overtopping sehingga sebagian aliran air di sungai keluar dari channel, hal
ini mengindikasikan bahwa jumlah atau kuantitas debit air yang ada pada
43
aliran di crevasse splay ini kecil sehingga material-material yang
terendapkan umumnya berukuran halus dan terbawa melalui suspense.
2. Flood Plain
Endapan flood plain merupakan sedimen klastik halus yang
diendapkan secara suspensi dari air limpahan banjir. Endapan flood
plain dicirikan oleh batulanau, batulempung, dan batubara berlapis.
Endapan swamp merupakan jenis endapan yang paling banyak
membawa batubara karena lingkungan pengendapannya yang
terendam oleh air dimana lingkungan seperti ini sangat cocok untuk
akumulasi gambut. Subfasies flood plain terdiri dari endapan batupasir
yang sangat halus, batulanau dan batulempung yang diendapkan pada
daerah overbank floodplain sungai. Struktur sedimen yang
berkembang adalah laminasi ripple mark dan kadang-kadang terdapat
horizon batupasir yang mengisi struktur shrinkage yang diasumsikan
terdapat pada daerah subaerial. Lingkungan pengendapan ini terdapat
pada kedalaman 2750ft – 2778ft, 2829ft – 2860ft, dan 2290ft – 2340ft.
Pada kedalaman ini, lingkungan pengendapannya adalah flood plain
dimana terdapat litologi berupa coal, sandstone tipis, dan shale. Pada
daerah floodplain memiliki energy pengendapan yang relative rendah
dimana material yang terendapkan berukuran relative halus.
3. Distributary Channel
Endapan distributary channel terdiri dari endapan braided dan
meandering, levee dan endapan point bar. Endapan distributary
channel ditandai dengan adanya bidang erosi pada bagian dasar
urutan fasies dan menunjukkan kecenderungan menghalus ke atas.
Struktur sedimen yang umumnya dijumpai adalah cross bedding,
ripple cross stratification, scour and fill dan lensa-lensa lempung.
Endapan point bar terbentuk apabila terputus dari channel-ya.
44
Sedangkan levee alami berasosiasi dengan distributary channel
sebagai tanggul alam yang memisahkan dengan interdistributary
channel. Sedimen pada bagian iniberupa pasir halus dan rombakan
material organik serta lempung yang terbentuk sebagai hasil luapan
material selama terjadi banjir. Lingkungan pengendapan ini terdapat
pada kedalaman 2364ft – 2400ft dan 2798ft – 2829ft. Pada lingkungan
pengendapan distributary channel umumnya litologi yang terdapat
pada depth ini adalah sandstone dengan sedikit sisipan shale.
Lingkungan pengendapan pada distributary channel memiliki energi
pengendapan yang cukup tinggi karena material yang terendapkan di
daerah ini relative lebih kasar dibandingkan di daerah crevasse splay
sehingga menghasilkan endapan batupasir dengan energi
pengendapan dan energi transportasi yang relatif besar.
5.2 Analisis log kuantitatif
Analisa log kuantitatif membedakan antara clean formation dan
shaly formation. Shaly formation membutuhkan perlakukan yang
berbeda di dalam penghitungan sifat petrofisikanya. Hal ini
dikarenakan hadirnya serpih (shale) yang cukup tinggi di dalam
batuan reservoar. Hasil studi berbagai cekungan di dunia
menunjukkan bahwa serpih terutama terdiri atas 50% lempung (clay)
sedangkan sisanya 25% silika, 10% feldspar, 10% karbonat, 3%
oksida besi, 1% bahan organik dan 1% mineral lain (Dewan, 1983).
Peralatan logging di dalam melakukan pengukuran akan merespon
formasi yang mempunyai ketebalan vertikal minimal 2-4 feet. Hal ini
mengakibatkan serpih tersebut tidak dapat dibedakan oleh peralatan
logging. Penghitungan sifat petrofisika batuan reservoar dapat
dilakukan tanpa memperhatikan serpih tersebut.
Analisis log secara kuantitatif mempunyai tujuan yaitu menghitung
porositas efektif (Φe ) dan kejenuhan air (Sw) pada suatu batuan
reservoar yang mengandung hidrokarbon. Kedua parameter ini sangat
45
penting di dalam meng-estimasi cadangan hidrokarbon yang ada di
dalam batuan reservoar tersebut. Di dalam menghitung kejenuhan air
(Sw) parameter yang harus dicari terlebih dahulu adalah tahanan jenis
air formasi (Rw) dan tahanan jenis foramsi (Rt). Pada wireline log ini
analisis kuantitatif yang dilakukan meliputi analisis perhitungan volume
shale, porositas, densitas, true resistivity, water resistivity, saturasi,
dimana volume shale yang dianalisis adalah data V shale Gamma
Ray, V shale Spontaneous potential, V shale Neutron, V shale Density
Neutron.
Analisis kuantitatif bertujuan untuk mengetahui sifat fisika
(physical properties) dari batuan. Parameter dari sifat fisika (phisical
properties) yang dihitung pada praktikum kali ini adalah porositas,
saturasi air, dan saturasi hidrokarbon. Pada umumnya, perhitungan
parameter petrofisika tersebut dilakukan pada zona air dan minyak
atau untuk mengetahui nilai saturasi hidrokarbon dan saturasi air
dalam suatu analisis log. Untuk mendapatkan nilai saturasi ini
digunakan berbagai macam variable petrofisika yaitu faktor formasi,
resistivitas dalam formasi, resistivitas dalam formasi komposisi air
tergantung pada zonanya apabila didaerah terinvasi maka nilai Rw
digantikan oleh Rmf karena air formasi didesak keluar oleh fluida yang
tersaring dari lumpur pada saat pemboran. Saturasi air merupakan
kejenuhan air formasi adalah rasio dari volume pori yang terisi oleh air
dengan volume porositas total. Apabila mengetahui saturasi air kita
dapat mengetahui kandungan fluida dalam suatu formasi. Apabila nilai
saturasi air bernilai 1 maka nilai saturasi hidrokarbon bernilai 0 dimana
metode yang digunkan adalah metode Archie yang menyimpulkn
bahwa nilai saturasi air ditambah nilai saturasi hidrokarbon bernilai 1.
Pada pembahasan kali ini dibahas pada kedalaman 2290 feet
hingga 2400 feet dan 2750 feet hingga 2860 feet yang secara
kebetulan kedalaman tersebut masih termasuk pada zona 3.
reservoar pada zona ini adalah termasuk didalamnya untuk
46
kedalaman 2340-2355 ft, 2364-2400 ft,2783-2790 ft, 2794-2828 ft dan
yang terakhir 2778-2780 ft. Dari hasil perhitungan, didapat nilai
porositas rata-rata sebesar 27,102%. Porositas tersebut merupakan
porositas efektif yaitu ruang antar pori dalam batuan yang saling
berhubungan. Porositas efektif dari batupasir tersebut menandakan
bahwa cukup banyak lubang (pore) yang dapat terisi oleh fluida.
Dengan porositas sebesar 27,102%, maka dapat diinterpretasikan
bahwa volume salt water dalam lapisan reservoir tersebut cukup
besar. Porositas tersebut dipengaruhi juga oleh kandungan serpih
(shale) yang terdapat pada lapisan batupasir tersebut. Oleh karena
itu, dalam perhitungan porositas, digunakan parameter Vsh (volume
shale) yang didapat dari perhitungan nilai-nilai gamma ray pada tiap
kedalaman. Selain dari parameter Vsh, juga dilihat dari perhitungan
log porositas itu sendiri yang meliputi log densitas dan log neutron.
Dari hasil penurunan rumus ketiga parameter tersebut, maka akan
didapat porositas efektif dari lapisan tersebut.
Kemudian parameter selanjutnya dalam analisis petrofisika
adalah menentukan saturasi air formasi (Sw) dan saturasi air pada
zona invasi (Sxo). Perhitungan kandungan air tersebut akan
digunakan untuk menentukan saturasi dari hidrokarbon baik pada
zona terinvasi maupun pada zona tak terinvasi. Untuk log densitas
dan log neuton densitas matriks batuan dan densitas fluida batuan
berpengaruh terhadap penentuan nilai porositas. Penentuan True
Resisitivity juga harus diketahui untuk menetukan resistivitas pada
zona yang tidak terganggu pada lapisan batuan. True Resistivity
merupakan resistivitas batuan sebenarnya yang terdapat pada log
dimasing-masing depth. Dalam perhitungan ini, faktor formasi juga
sangat berpengaruh dalam penentuan Rw. Dimana nilai faktor formasi
didapatkan dari variabel dimana a merupakan suatu konstanta
yang telah diketahui nilainya untuk masing-masing jenis batuan
47
dengan tipenya baik loose maupun consolidated serta mineral
penyusunnya dan merupakan porositas batuan yang didapat dari
nilai porositas densitas dikurangi porositas neutron. Saturasi air
didapat dari perhitungan resistivitas air dan resistivitas formasi karena
mengindikasikan banyaknya air yang yang terkandung didalam
lapisan tersebut yang dicerminkan oleh nilai resistivitas atau tahanan
jenis dari air formasi tersebut. Kaitan antara faktor formasi (F) dengan
Rw (Water Resistivity) adalah antara F dan Rw memiliki perbandingan
nilai yang terbalik dimana semakin besar faktor formasi maka nilai Rw
akan semakin kecil karena nilai Rw didapat dari perhitungan True
Resistivity (Rt) dibagi dengan faktor formasi. Nilai resistivitas air yang
kecil menunjukkan porositas batuan yang besar dan komposisi
mineral penyusun batuan yang bersifat konduktif sehingga batuan ini
bersifat lunak karena mineral-mineral penyusunnya mudah
menghantarkan arus listrik, umumnya penghantar arus listrik sifatnya
mudah larut atau mengalami alterasi karena komposisi mineral logam
yang mudah terubahkan oleh faktor-faktor tertentu. Hal ini tentunya
juga akan berpengaruh terhadap nilai saturasi air pada zona yang
tidak terganggu karena nilai F dan Rw akan berbanding lurus dengan
nilai saturasi air. Dan nilai saturasi air akan sangat berpengaruh
terhadap nilai saturasi hidrokarbon karena saturasi hidrokarbon pada
zona yang tidak terganggu diperoleh dari 1 dikurangi dengan saturasi
air sehingga semakin besar harga saturasi air maka nilai saturasi
hidrokarbon semakin kecil oleh karena itu variabel-variabel Sw, Rw, F,
Rt sangat berperan dalam menentukan keberadaan hidrokarbon.
Selain dari resistivitas air formasi itu sendiri, juga dipengaruhi
oleh resistivitas dari lumpur pemboran dan juga konstanta seperti fktor
sementasi, panjang alur, dan saturation component dari tiap jenis
litologi. Faktor formasi merupakan faktor keras lunaknya batuan rata
– rata. Faktor sementasi juga akan berpengaruh dalam pengitungan
saturasi fluida. Berkaitan dengan komposisi semen, semen yang ada
48
terletak diantara pori pori batuan, sehingga penghitungan atau
penentuan faktor formasi (F) dipengaruhi oleh semen. Hal ini terjado
pada invaded zone atau zona yang terganggu.pada zona ini harga Rw
digantikan dengan harga Rmf karena air formasi didesak keluar oleh
fluida yang tersaring dari lumpur pada saat pemboran, dimana harga
Rmf merupakan suatu konstanta.
Dalam penentuan saturasi air maupun hidrokarbon, dapat
dilakukan dengan dua metode, yaitu berdasarkan metode archie dan
berdasarkan metode simandoux. Metode archie digunakan untuk
menghitung saturasi air dengan litologi bersih dimana kandungan
shalenya < 10 % yaitu pada formasi bersih (clean formation). Selain
itu merode archie sangat cocok dugunkan dalam perhitungan cepat
dalam menentukan saturasi air maupun oil. Sedangkan pada metode
simandoux dapat dilakukan pada lapisan batupasir berserpih (shally
sands) dengan tipe dispersed shally sands. Selain itu, metode
simandoux tidak kurang sesuai untuk digunakan dalam penghitungan
Sxo karena pada perhitungan Sxo (nilai kejenuhan air pada zona
terbilas) ini memiliki nilai yang sangat besar sehingga saturasi air
memiliki harga yang sangat tinggi karena pada zona ini telah terjadi
invasi dimana fluida pemboran mendesak ke dalam formasi sehingga
mengakibatkan kejenuhan pada formasi tersebut. Dalam perhitungan
saturasi digunakan dua jenis litologi yaitu loose dan consolidated.Dari
hasil perhitungan didapatkan nilai saturasi air (Sw) rata-rata sebesar
0,75, dengan menggunakan metode archie, sedangkan dengan
metode simandoux diperoleh nilai rata-rata 1,1. dalam hal ini,
kejenuhan fluida diasumsikan satu, sehingga jika nilai lebih dari 1,
maka kemungkinan hasil yang didapat kurang valid atau kemungkinan
juga ada asumsi lain pada metode simandoux yang mempunyai
banyak variabel yang digunakan untuk melakukan perhitungan. Akan
tetapi pada perhitungan menggunakan metode archie banyak
komponen-komponen yang sebelumnya harus dihitung dahulu untuk
49
mengetahui nilai saturasi sehingga apabila terjadi kesalahan
pembacaan ataupun perhitungan pada salah satu komponen dapat
mengakibatkan kesalahan fatal dalam penentuan nilai saturasi.
Sedangkan untuk kandungan air pada zona terinvasi (Sxo) rata – rata
sebesar 3,43. Dari dua parameter tersebut, maka dapat digunakan
untuk menentukan saturasi dari hidrokarbon. Untuk saturasi
hidrokarbon pada zona terinvasi didapat dengan mengasumsikan
kejenuhan hidrokarbon yang dapat bergerak dari formasi dikurangi
dengan kejenuhan air pada zona terinvasi sehingga didapat nilai Shr
rata – rata sebesar 0,00. Kemudian untuk nilai Sh didapat dari
perhitungan satu dikurangi dengan saturasi air pada zona tak terinvasi
(Sw). Dari hasil perhitungan, didapat nilai saturasi hidrokarbon rata –
rata pada kedalaman ini sebesar 0,00. Jadi dari hasil analisis tersebut
dapat diketahui bahwa fluida pengisi dari lapisan reservoir pada zona
3 ini adalah air.
Kondisi formasi pada Well-Q ini merupakan suatu formasi
dengan keadaan yang cukup bersih dimana terdapat lapisan batuan
yang benar-benar bersih tidak terinvasi oleh fluida pemboran tetapi
ada pula lapisan batuan yang mengalami invasi atau gangguan dari
lumpur pemboran sehingga mengakibatkan kesulitan dalam
pengolahan data, seperti pada log dengan kedalaman 2303-2308 feet
yang memiliki litologi shally sands ataupun sandy shale sehingga
dalam mengetahui kandungan fluida dan penentuan zona terinvasi
mengalami kesulitan karena pada pembacaan log resistivitas
kemungkinan terjadi kesalahan karena menunjukkan nilai yang lebih
tinggi sehingga dianggap terdapat kandungan fluida didalamnya.
Pada analisis log ini menurut saya hanya digunakan quick look
sehingga apabila menggunakan metode simandoux kemungkinan
data yang didapatkan kurang valid karena dalam penggunaan metode
simandoux harus diperhatikan pula analisis secara rinci dan fokus.
Penggunaan metode archie lebih sesuai dan lebih relevan
50
dikarenakan variabel-variabel yang digunakan dalam penghitungan
metode ini dapat diinterpretasi dan dapat dianalisis secara quick look
meskipun kadang terdapat kesalahan pembacaan, oleh karena itu
diperlukan ketelitian dan kecermatan dalam membaca variabel-
variabel ini seperti nilai Rt, Nsh, GR log, N log, SP log, dsb sehingga
dalam analisis data didapatkan hasil yang lebih akurat.
Sedangkan pada log dengan kedalaman 2305-2307 feet
didapatkan kandungan hidrokarbon dengan nilai saturasi air
menggunakan metode simandoux bernilai 0,9650 sehingga nilai
saturasi hidrokarbonya sekitar 15 % dan menggunakan metode archie
didapatkan nilai saturasinya 0,724 dan 0,554, oleh karena itu
dimungkinkan pada log ini terdapat reservoir hidrokarbon. Hal ini
dimungkinkan karena berdasarkan nilai saturasi yang didapatkan
diperoleh saturasi air sekitar 0,603 dan 0,441 sehingga apabila
mengacu pada metode archie dimana nilai saturasi hidrokarbon dan
saturasi air dianggap satu sehingga apabila nilai saturasi air <1 maka
dimungkinkan terdapat fluida pengisi lain pada lapisan batuan ini.
Selain melihat pada analisis secara kuantitaf ini, perlu dilakukan kaji
ulang pula pada analisis secara kualitatif dimana pada log dengan
depth 2305-2307 feet ini terdapat kemungkinan komposisi hidrokarbon
pada kedalaman tersebut karena pada kedalaman ini memiliki litologi
berupa batupasir yang memiliki kecenderungan untuk menjadi sebuah
reservoir karena mempunyai porositas dan pemeabilitas yang baik.
51
BAB VI
PENUTUP
Berdasarkan hasil pengolahan data-data dan analisis data log di
atas dapat disimpulkan bahwa :
6.1Kesimpulan
1. Pada kedalaman 2340-2355ft, 2364-2400ft, 2783-2790ft, 2794-
2828ft, dan 277-2780ft didapatkan litologi berupa sandstone pada
kedalaman 2290-2299ft, 2301-2304ft, 2307-2317ft, dan 2323-
2340ft didapatkan litologi berupa shale, pada kedalaman 2340-
2355ft, 2364-2400ft, 273-2790ft, dan 2794-228ft didapatkan litologi
berupa coal dan litologi sandstone with carbonaceous stripe pada
kedalaman 229-2301ft, 2305-2307ft, 2834-2835ft.
2. Berdasarkan hasil analisis log diketahui bahwa zona reservoir
berupa sandstone.
3. Fluida pengisi formasi berupa air asin pada depth 2343-2349ft
kandungan fluida berupa water terletak pada kedalaman 2369-
2398ft, 2778-2780ft, dan 2782-2793ft.. Untuk fluida hidrokarbon
terletak pada log dengan pada kedalaman 2305-2307ft.
4. Nilai saturasi pada kedalaman 2290-2400 rata-rata menunjukkan
nilai 1 dan pada kedalaman 2305-2307ft menunjukkan nilai Sw
mencapai 0.845, menunjukkan nilai saturasi hidrokarbon sekitar 20
%, pada metode archie nilai Sxo pada consolidated dan loose 1,
nilai Sw pada consolidated 0,441 dan pada loose 0,603, nilai Shr
52
pada loose dan consolidated 0, sedangkan nilai Sh pada loose
0,397 dan pada consolidated 0,559
5. Metode archie mempunyai kelebihan lebih mudah dan cepat
daripada metode simandoux sedangkan kelemahannya metode
archie menggunakan variable lebih sedikit daripada metode
simandoux apabila dilihat dari sudut pandang prioritas waktu dan
kondisi lapangan.
6.2 Saran
• Para praktikan masih kurang mengerti bagaimana
menggunakan metode archie maupun simandoux jadi
sebaiknya ada tambahan penjelasan mengenai hal tersebut
53
DAFTAR PUSTAKA
Koesoemadinata, RP. 1980. Geologi Minyak dan GasBumi. Institut Teknologi
Bandung. Bandung
Samsuri A, Stiowiyoto J. 2006. Oil Water Contact and Hydrocarbon Saturation
Estimation Based on Well Logging Data. Regional Postgraduate Conference on
Engineering and science (RPCES 2006). Johor.
2011. Buku Panduan Praktikum Geologi Minyak dan Gas Bumi, Edisi II,
UNDIP, Semarang.
54