klasifikasi petrofisika tipe batuan untuk …digilib.unila.ac.id/26686/3/skripsi tanpa bab...
TRANSCRIPT
KLASIFIKASI PETROFISIKA TIPE BATUAN UNTUK
MEMPREDIKSI KUALITAS RESERVOAR PASIR SERPIHAN
BERDASARKAN DATA LOG DAN ANALISIS CORE PADA
SUB-CEKUNGAN ARJUNA, STUDI KASUS FORMASI
TALANG AKAR
(Skripsi)
Oleh
FENI PRIYANKA
KEMENTERIAN RISET, TEKNOLOGI DAN PENDIDIKAN TINGGI
UNIVERSITAS LAMPUNG
FAKULTAS TEKNIK
JURUSAN TEKNIK GEOFISIKA
2017
KLASIFIKASI PETROFISIKA TIPE BATUAN UNTUK
MEMPREDIKSI KUALITAS RESERVOAR PASIR SERPIHAN
BERDASARKAN DATA LOG DAN ANALISIS CORE PADA
SUB-CEKUNGAN ARJUNA, STUDI KASUS FORMASI
TALANG AKAR
Oleh
Feni Priyanka
ABSTRAK
Hidrokarbon terakumulasi pada sebuah reservoar, reservoar memiliki banyak jenis
tergantung pada kondisi geologi dan mineral penyusunnya. Pada Cekungan
ONWJ, Sub-Cekungan Arjuna, Formasi Talang Akar merupakan jenis reservoar
pasir serpihan. Hadirnya lempung dalam sebuah reservoar akan menurunkan nilai
resistivitas dan menaikkan nilai saturasi, sehingga dibutuhkan analisis
multimineral dan klasifikasi kualitas dari reservoar pasir serpihan. Di dalam
penelitian ini, properti fisika (porositas, permeabilitas, Rw, dan saturasi) dan
kualitas reservoar dapat diidentifikasi melalui analisis petrofisika dengan
memanfaatkan data Log dan analisis core, tipe batuan diprediksi melalui salah
satu metode (antara R35 Winland dan HFU). Dalam penelitian ini data yang
digunakan terdiri dari 5 sumur (IX-A1, IX-13, IX-4, IX-7 dan IX-8) dan
ditemukan 8 zona hidrokarbon, 6 diantaranya sesuai dengan data DST (drill steam
test), dan metode rocktype yang cocok digunakan yaitu metode HFU (hydraulic
flow unit) karena koefisien korelasi antara porositas dan permeabilitas
menunjukkan nilai >0.75, dan berdasarkan perhitungan diperoleh 8 tipe batuan,
dimana dominasi tipe batuannya adalah jenis 12 dengan ukuran pori antara 5-10
mikron, tipe batuan reservoar pada penelitian ini termasuk ke dalam lithofacies
Distributary channel dan sand mouth bar. Dengan mengetahui nilai properti
petrofisika, maka dapat mengetahui reservoar performa dan menentukan zona
yang layak untuk diproduksi maupun tidak, dengan menggunakan kurva SMLP
(Stratigraphic Modified Lorenz Plot).
Kata kunci : Rock type, kurva SMLP, multimineral, lithofacies
i
PETROPHYSICAL ROCK TYPE CLASSIFICATION TO
PREDICT SHALY SAND RESERVOIR PERFORMANCE
BASED ON LOG DATA AND CORE ANALYSIS IN ARJUNA
SUB-BASIN, TALANG AKAR CASE STUDY
By
Feni Priyanka
ABSTRACT
Hydrocarbons were accumulated in reservoir, the reservoir has a lot of types
depending on the geological conditions and the constituent mineral. In ONWJ
basins, sub-basins Arjuna, Talang Akar Formation is sand splinters reservoir type.
The presence of clay in a reservoir will reduce the resistivity and increase the
saturation, so it takes a multimineral analysis and the reservoir quality
classification. In this study, physical properties (porosity, permeability, Rw, and
saturation) and the quality of the reservoir can be identified through petrophysical
analysis by utilizing log data and core analysis, andthe rock type prediction (using
R35 Winland or HFU method). In this study 5 wells (IX-A1, IX-13, IX-4, IX-7
and IX-8) used and found eight hydrocarbon zones, 6 are validated by the DST
(drill steam test) data, and rock type method that suitable is the method of HFU
(hydraulic flow units) due to the coefficient of correlation between porosity and
permeability shows a value of> 0.75, based on the calculations, the eight types of
rock is conclude, where the dominance of the rock type is the type 12 with a pore
size between 5-10 microns, type reservoir rocks in this study belong to the
lithofacies distributary channel and mouthbar sand. By knowing the petrophysical
property values, it can determine reservoir productivity and determine the zone
eligible to be produced or not, by using curve SMLP (Stratigraphic Modified
Lorenz Plot).
Keyword : Rock type, kurva SMLP, multimineral, lithofacies
ii
KLASIFIKASI PETROFISIKA TIPE BATUAN UNTUK
MEMPREDIKSI KUALITAS RESERVOAR PASIR SERPIHAN
BERDASARKAN DATA LOG DAN ANALISIS CORE PADA
SUB-CEKUNGAN ARJUNA, STUDI KASUS FORMASI
TALANG AKAR
Oleh
FENI PRIYANKA
Skripsi
Sebagai Salah Satu Syarat untuk Mencapai Gelar
SARJANA TEKNIK
Pada
Jurusan Teknik Geofisika
Fakultas Teknik Universitas Lampung
KEMENTRIAN RISET, TEKNOLOGI DAN PENDIDIKAN TINGGI
UNIVERSITAS LAMPUNG
FAKULTAS TEKNIK
JURUSAN TEKNIK GEOFISIKA
2017
iii
iv
v
RIWAYAT HIDUP
Penulis dilahirkan di Kotabumi, Lampung Utara pada
tanggal 20 Oktober 1995 yang merupakan anak pertama
dari empat bersaudara. Penulis menyelesaikan pendidikan
di SDN 01 Kotabumi pada Tahun 2007, MTs N 02 Rejosari
pada Tahun 2010 dan SMAN 01 Kotabumi pada Tahun
2013. Selanjutnya, pada tahun yang sama penulis terdaftar
sebagai mahasiswi di Jurusan Teknik Geofisika Fakultas
Teknik Universitas Lampung angkatan 2013 melalui jalur undangan SNMPTN
(Seleksi Nasional Masuk Perguruan Tinggi Negeri).
Selama menjadi mahasiswi, penulis aktif di beberapa kegiatan kampus antara lain
Anggota Muda KMB BEM-Universitas Lampung Divisi Aksi dan Propaganda
(2013/2014), Young Gen Divisi Course di SEG-SC Universitas Lampung
(2013/2014), Anggota Aktif divisi Course SEG (Society of Exploration
Geophysicist) Student Chapter Universitas Lampung (2014/2015), Anggota Aktif
divisi Course AAPG (American Association Petroleum Geology) Student Chapter
Universitas Lampung (2014/2015), Anggota Aktif divisi Kesekretariatan HIMA-
TG Bhuwana periode (2014/2015), Bendahara Umum Himpunan Mahasiswa TG
Bhuwana Universitas Lampung (2015/2016), dan Staff Ahli Divisi
Kewirausahaan di Himpunan Mahasiswa Geofisika Indonesia Pusat (HMGI
Pusat) (2016/2017).
vii
Selama masa kuliah, Penulis pernah menjadi Asisten Praktikum Eksplorasi
Gayaberat dan Eksplorasi Well Logging pada tahun 2015-2016. Penulis juga
pernah meraih Juara III dalam ajang Kompetisi Paper pada Kegiatan Geophysical,
Workshop, Explore and Seminar (GWES) Tahun 2016 dengan judul Paper
“Estimasi Cadangan Batubara dan Analisis Vsh Terhadap Kalori, Kadar Abu,
Densitas Menggunakan Interpretasi Data Log dan Lab di Daerah Tambang
Dizamatra Lahat, Sumatera Selatan” sekaligus Finalis Kompetisi Essay dengan
judul “Mengangkat Pamor CBM (Coal Bed Methane) Untuk Masa Depan
Gemilang Energi Indonesia”, penulis merupakan Peserta dalam Ajang Lomba
Penelitian Mahasiswa Pertambangan III Parade Tambang 2016 (LPMPI3)
Universitas Sriwijaya. Selain itu, penulis juga pernah lolos dalam ajang Publikasi
Ilmiah pada PIT HAGI Ke-41 (The 41st Annual Convention and Exhibition
Indonesian Association of Geophysicists) pada tahun 2016 dengan judul publikasi
ilmiah “Estimasi Nilai Temperatur Formasi Pada Sumur Minyak
Menggunakan Metode Log dan Termal di Daerah „H‟
Sumatera Tengah”. Penulis pernah memperoleh beberapa pengalaman menjadi
Student Volunteer pada PIT HAGI Ke-41 (The 41st Annual Convention and
Exhibition Indonesian Association of Geophysicists) dan Duta Universitas
Lampung Dalam KKN-Kebangsaan Nasional 2016 di Tanjung Pinang, Provinsi
Kepulauan Riau.
Selama kuliah, penulis tercatat sebagai mahasiswi penerima beasiswa Bidikmisi.
Penulis melakukan PKL (Praktek Kerja Lapangan) di PT. Dizamatra Powerindo
Lahat, Sumatera Selatan dengan mengambil tema : “Estimasi Cadangan
Batubara Serta Analisis Hubungan Vsh Terhadap Kalori dan Kadar Abu
viii
Pada Blok “FP” Daerah Tambang Dizamatra Lahat Sumatera Selatan” pada
tahun 2016. Selanjutnya, penulis melakukan penelitian tugas akhir di PT. PHE
ONWJ mengambil tema mengenai “Klasifikasi Petrofisika Tipe Batuan Untuk
Memprediksi Kualitas Reservoar Pasir Serpihan Berdasarkan Data Log dan
Analisis Core Pada Sub-Cekungan Arjuna, Studi Kasus Formasi Talang
Akar” pada Tahun 2017.
ix
PERSEMBAHAN
Teruntuk Kedua Orangtua yang tak pernah jemu mendoakanku
Mamak Yani Juhaini
&
Bapak Sapri Yanto
Beserta Ke-3 Adik yang selalu ku sayangi
Refan Prabowo Putra
Mohammad Farhan
Iffa Ixia Balqis
x
(1)
Mujadalah ayat 11-Q.S Al
(2) It’s not how good you are,
It’s how good you want to be.
xi
KATA PENGANTAR
Puji syukur kehadirat Allah Subhanawata‟ala berkat rahmat dan kuasa-
Nya lah penulis dapat menyelesaikan skripsi yang berjudul “Klasifikasi
Petrofisika Tipe Batuan Untuk Memprediksi Kualitas Reservoar Pasir
Serpihan Berdasarkan Data Log dan Analisis Core Pada Sub-Cekungan
Arjuna, Studi Kasus Formasi Talang Akar”. Skripsi ini merupakan salah satu
hasil penelitian Tugas Akhir Penulis di PT. PHE ONWJ sekaligus bagian dari
persyaratan meraih gelar S-1 Teknik Geofisika Universitas Lampung.
Harapan penulis dengan adanya penelitian ini semoga dapat menambah
khazanah ilmu di bidang eksplorasi hidrokarbon terutama di bidang keilmuan
Geofisika, penulis menyadari masih banyak kekurangan dalam penulisan skripsi
ini. Karenanya, kritik dan saran sangat dibutuhkan guna membangun agar
kedepannya penulis dapat memberikan yang lebih baik lagi. Demikian kata
pengantar ini, semoga penelitian dapat bermanfaat untuk masa kini dan
mendatang.
Penulis
Feni Priyanka
xii
SANWACANA
Berbagai pihak telah memberikan banyak konstribusi dalam kegiatan tugas akhir
(TA) hingga penulisan skripsi yang berjudul berjudul “Klasifikasi Petrofisika
Tipe Batuan Untuk Memprediksi Kualitas Reservoar Pasir Serpihan
Berdasarkan Data Log dan Analisis Core Pada Sub-Cekungan Arjuna, Studi
Kasus Formasi Talang Akar”, kontribusi yang sangat bermanfaat bagi penulis,
sehingga pada sanwacana kali ini penulis ingin berterimakasih kepada:
1. Bapak dan Mamak yang telah menjadi orangtua terhebat yang penulis
miliki hingga kini dan selamanya.
2. Refan, Farhan dan Ixia adik tercinta yang akan selalu menjadi saudara
terdekat kini dan selamnya.
3. Keluarga besar Alm. Mbah Djamin yang amat penulis cintai.
4. Keluarga Bu Yana yang telah memberi fasilitas selama tinggal dan
melaksanakan TA di Jaksel selama 2 bulan.
5. PT. PHE ONWJ sebagai perusahaan yang telah memberikan kesempatan
luar biasa untuk melaksanakan Tugas akhir.
6. Bpk. Riezal Ariffiandhany dan Bpk. Mohammad Reza pembimbing TA
di Divisi Petrofisika PHE ONWJ.
7. Kawan-kawan sekaligus keluarga TG13 Joss tempat bersenang-senang
dan bersedih selama 3,5 Tahun terakhir.
8. Bpk. Normansyah yang telah membantu penulis selama TA di PHE
ONWJ.
xiii
9. Bapak Dr. Ordas Dewanto, S.Si, M.Si. selaku Pembimbing I dalam
Penelitian Skripsi.
10. Bapak Bagus Sapto Mulyatno, S.Si, M.T. selaku Pembimbing II dalam
Penelitian Skripsi.
11. Bapak Dr. Ahmad Zaenudin, S.Si, M.Si selaku Pembahas dalam
Penelitian Skripsi.
12. My Bestiest ever and forever “Jojotaba Geng” Yusrini, Maharani,
Ellysia dan Ucup sahabat dari zaman jahiliyah sampai kini zaman terang
benderang.
13. Geng Nodut sahabat KKN-Kebangsaan 2016 Kepulauan Riau Nunu
(Makassar), Anggi (Tanjung Pinang), Dini (Payakumbuh) dan Mpit
(Dabo) yang selalu memberi pelukan dan doa jarak jauh.
14. Kawan-kawan Kost Iwari yang terbaik.
15. Dan siapapun yang telah membantu penulis hingga kini.
xiv
DAFTAR ISI
Halaman
ABSTRAK ...................................................................................................... i
ABSTRACT .................................................................................................... ii
HALAMAN JUDUL ...................................................................................... iii
HALAMAN PERSETUJUAN ...................................................................... iv
HALAMAN PENGESAHAN ........................................................................ v
HALAMAN PERNYATAAN ........................................................................ vi
RIWAYAT HIDUP ........................................................................................ vii
HALAMAN PERSEMBAHAN .................................................................... x
KATA PENGANTAR .................................................................................... xii
SANWACANA ............................................................................................... xiii
DAFTAR ISI ................................................................................................... xv
DAFTAR GAMBAR ...................................................................................... xvii
DAFTAR TABEL .......................................................................................... xx
BAB I. PENDAHULUAN
1.1 Latar Belakang ............................................................................... 1
1.2 Tujuan ............................................................................................. 3
1.3 Batasan Masalah ............................................................................. 4
1.4 Manfaat ........................................................................................... 4
BAB II. TINJAUAN PUSTAKA
2.1 Daerah Penelitian ........................................................................... 5
2.2 Geologi Regional Cekungan Jawa Barat Utara .............................. 6
2.3 Tektonik Cekungan Jawa Barat Utara ............................................ 6
2.4 Tatanan Stratigrafi .......................................................................... 10
2.5 Petroleum System Cekungan Jawa Barat Utara ............................. 14
BAB III. TEORI DASAR
3.1 Metode Well Logging ..................................................................... 18
xv
3.1.1 Konsep Dasar Well Logging .................................................. 18
3.1.2 Perangkat-Perangkat Well Logging ........................................ 20
3.2 Multimineral Analisis Pada Formasi Pasir Serpihan...................... 28
3.3 Analisis Batuan Core ..................................................................... 31
3.4 Parameter Petrofisika ..................................................................... 31
3.5 Metode Winland dan HFU Untuk Petrophysical Rock Type ......... 42
3.5.1 Metode R35 Winland ........................................................ 42
3.5.2 Metode HFU (hydraulic flow unit) ................................... 44
3.6 Metode SMLP (Stratigraphic Modified Lorenz Plot) ...................... 46
3.7 Cut-off dan net-pay ........................................................................... 47
BAB IV. METODOLOGI PENELITIAN
4.1 Waktu Penelitian Tugas Akhir .................................................. 48
4.2 Perangkat Lunak ........................................................................ 48
4.3 Data Penelitian ........................................................................... 49
4.4 Tahap Pengolahan Data ............................................................. 51
4.4.1 Tahap Pengolahan Awal .................................................... 51
4.4.1.1 Inventory Data ................................................................. 51
4.4.1.2 Loading Data .................................................................. 53
4.4.1.3 Persiapan Data (Data Preparation) ................................ 54
4.4.2 Tahap Pengolahan Lanjutan ............................................... 59
4.4.2.1 Zonasi dan Parameter Picking ....................................... 59
4.4.2.3 Multimineral Analisis ..................................................... 60
4.4.2.3 Analisis Tipe Batuan R35 Winland dan HFU ................ 61
4.4.2.4 Perhitungan Komponen Metode SMLP .......................... 62
4.4.2.5 Lumping .......................................................................... 62
4.5 Diagram Alir Penelitian ............................................................. 63
4.6 Jadwal Penelitian ....................................................................... 64
BAB V. HASIL PENGAMATAN DAN PEMBAHASAN
5.1 Quality Control dan Data Preparation ........................................ 65
5.2 Data Processing .......................................................................... 75
5.3 Analisis Petrofisika Tipe Batuan ................................................. 89
5.4 Identifikasi Lithofacies dan Tipe Batuan (Rock type) .................. 100
5.5 Pay Summary ............................................................................... 106
5.6 Reservoir Performance ................................................................ 116
BAB VI. KESIMPULAN DAN SARAN
6.1 Kesimpulan ................................................................................. 123
6.2 Saran ........................................................................................... 124
DAFTAR PUSTAKA
LAMPIRAN
xvi
xvii
DAFTAR GAMBAR
Gambar Halaman
1. Peta Lokasi Lapangan Penelitian ................................................................. 5
2. Peta Struktur Waktu Batuan Dasar yang Menunjukkan Unsur Tektonik dan
Pola Sesar ...................................................................................................... 9
3. Kolom Stratigrafi Sub-cekungan Jawa Barat Utara ...................................... 14
4. Jalur migrasi Sub-Cekungan Arjuna ............................................................. 17
5. Pengukuran Wireline Logging sumur eksplorasi (Martono, 2004). ............. 18
6. Contoh Interpretasi Lapisan Batuan Dengan Log Gamma ray .................... 21
7. Contoh Interpretasi Lapisan Batuan Dengan Log SP ................................... 22
8. Borehole Invasion (Glover, 2010) ................................................................ 23
9. Kurva Log Caliper (Glover, 2010). .............................................................. 24
10. General Log Matrix (Atlas, 1982) ................................................................ 25
11. Respon Log Densitas Terhadap Batuan (Glover, 2010) ............................... 26
12. Respon Log Neutron Terhadap Batuan (Rider, 2002) .................................. 27
13. Model Reservoar Pasir Serpihan (PPT internal PHE ONWJ) ...................... 29
14. Model Volumetrik Pasir Serpihan (Laporan Internal PHE ONWJ) ............ 29
15. Ilustrasi Model Interpretasi Multimineral (Kimminau dkk, 1989) .............. 30
16. Pemodelan untuk menghitung Ish (Haryoko, 2003). ..................................... 33
17. Model Empiris Distribusi Pore Throat Berdasarkan metode Winland ....... 44
18. Tampilan Loading Data ................................................................................ 53
19. Referensi Untuk Sumur Vertikal .................................................................. 54
20. Input Referensi Untuk Sumur Deviasi .......................................................... 55
21. Modul Caliper Derivatif ............................................................................... 55
xvii
xvii
22. Modul Badhole Computation ....................................................................... 56
23. Modul Pre-calculation .................................................................................. 56
24. Modul Koreksi Log GR ................................................................................ 57
25. Modul Koreksi Log NPHI ............................................................................ 58
26. Modul Koreksi RHOB .................................................................................. 58
27. Modul Koreksi Log Resistivitas ................................................................... 59
28. Modul Analisis Parameter Multimineral ...................................................... 60
29. Modul Facimage Neural Network ................................................................ 61
30. Modul Fuzzy Logic ....................................................................................... 61
31. Modul Pay Summary .................................................................................... 62
32. Diagram Alir Penelitian ................................................................................ 63
33. Hasil Referensi Kedalaman .......................................................................... 66
34. a) Kondisi Lubang Bor Buruk (b) Kondisi Lubang Bor Baik ...................... 67
35. Hasil Pre-calculation .................................................................................... 69
36. (a) Koreksi Log GR IX-13 (b) Koreksi Log GR IX-A1 ............................... 70
37. Koreksi Log NPHI ........................................................................................ 71
38. Hasil Koreksi Log RHOB ............................................................................. 72
39. Koreksi Log Resistivitas ............................................................................... 73
40. Zona Washout pada sumur IX-13 ................................................................. 74
41. Zona Formasi Sumur Penelitian ................................................................... 77
42. Parameter Picking Formasi Talang Akar Delta IX-13 ................................. 79
43. Parameter Picking Formasi Talang Akar Marin IX-4 .................................. 79
44. Respon Log Litologi Karbonat ..................................................................... 81
45. Respon log litologi batubara dan organic shale ........................................... 82
46. Picket Plot Rw Well IX-A1 .......................................................................... 84
47. Picket Plot Rw Well IX-7 ............................................................................. 85
48. Model Rekonstruksi sumur IX-13 ................................................................ 87
49. Korelasi Multimin.PHIT dan PHIT.Core ..................................................... 88
50. Validasi Log Prediksi Dengan Data Core .................................................... 89
51. Hubungan Klasik Porositas dan Permeabilitas Core .................................... 90
52. Tipe Batuan (Rocktype) Berdasarkan Metode R35 Winland ........................ 90
53. Plot Porositas VS Permeabilitas ................................................................... 91
xviii
xvii
54. Hasil Propagasi Rocktype Metode Neural Network dan Fuzzy logic Metode
R35 Winland .................................................................................................93
55. Hasil Propagasi K dan RTP R35 Winland pada Well IX-7, IX-A1 ..............94
56. Plot silang antara porositas dan permeabilitas berdasarkan Metode HFU/FZI
dan garis korelasi yang mewakili ................................................................ 95
57. Validasi FZI dan RTP Core (a) well IX-A1 (b) IX-7 ................................... 97
58. Hasil Propagasi log FZI/HFU dan RTP Neural Network .............................97
59. Hasil Rocktype dan K Metode HFU Well IX-7 dan IX-A1 ........................98
60. Lithofacies F1 .............................................................................................101
61. Lithofacies F2 .............................................................................................102
62. Lithofacies F3 .............................................................................................102
63. Lithofacies F4 .............................................................................................103
64. Interval Perforasi Berdasarkan Data DST ..................................................107
65. Cut-off Porositas efektif VS Saturasi efektif .............................................108
66. Cut-off Porositas efektif VS Saturasi efektif .............................................108
67. Hasil Analisis Petrofisika sumur IX-13 ......................................................110
68. Hasil Analisis Petrofisika sumur IX-A1 .....................................................111
69. Hasil Analisis Petrofisika sumur IX-4 Zona Fn-58C .................................112
70. Hasil Analisis Petrofisika sumur IX-4 Zona Fn-61B ................................113
71. Hasil Analisis Petrofisika sumur IX-7 Zona Fn-58C .................................114
72. Hasil Analisis Petrofisika sumur IX-8 Zona Fn-58C .................................115
73. Hasil Analisis Petrofisika sumur IX-8 Zona Fn-62C .................................115
74. Distribusi Chart Rock Type ........................................................................117
75. Kurva SMLP well IX-13 .............................................................................119
76. Kurva SMLP well IX-A1 Zona LL-60 .......................................................120
77. Kurva SMLP well IX-8 Zona Fn-62C ........................................................121
78. Kurva SMLP well IX-7 Zona Fn-58C ........................................................122
xix
DAFTAR TABEL
Tabel Halaman
1. Umur Formasi Sub-Cekungan Arjuna ..................................................... 10
2. Batuan Sumber Formasi Talang Akar ..................................................... 15
3. Nilai Resistivitas Batuan (Telford dkk, 1990) ......................................... 23
4. Nilai Properti Mineral Clay ..................................................................... 29
5. Densitas Matriks Dari Berbagai Litologi (after Schlumberger, 1972) .... 35
6. Klasifikasi Nilai Porositas (Harsono, 1997) ............................................ 36
7. Klasifikasi Permeabilitas (Koesoemadinata, 1978). ................................ 42
8. Tipe Pori Berdasarkan Ukuran Radius Pore Throat (Martin, 1997) ....... 43
9. Hasil Inventory Data Penelitian ............................................................... 52
10. Kelengkapan Data Las ............................................................................. 53
11. Jadwal Penelitian Tugas Akhir ................................................................ 64
12. Zona Washout .......................................................................................... 75
13. Data Kedalaman (MD) Zonasi Interval Talang Akar .............................. 76
14. Nilai Kandungan Mineral berdasarkan data XRD LL-4 .......................... 78
15. Hasil Parameter Picking ......................................................................... 80
16. Parameter Special Core Analysis Untuk Rw ........................................... 83
17. Zona Water Bearing ................................................................................ 83
18. Tabulasi hasil Rw pada interval formasi Talang akar .............................. 84
19. Persamaan Porositas Permeabilitas Untuk Generalisasi Interval Non-core
atau reservoir study berdasarkan metode R35 Winland .......................... 92
20. Persamaan Porositas Permeabilitas Untuk Generalisasi Interval Non-core
atau reservoir study berdasarkan metode HFU ....................................... 95
xx
21. Komparasi DST Result dan Flowing Capacity ........................................ 99
22. Data Perforasi Berdasarkan Drill steam Test ........................................... 109
23. Zonasi Top Marker Untuk Perhitungan Pay summary ............................ 111
Reservoir Performance Rank
xxi
BAB I.
PENDAHULUAN
1.1 Latar Belakang
Hidrokarbon terakumulasi dalam sebuah wadah yang dikenal sebagai
reservoar, kondisi reservoar tiap lapangan memiliki sifat fisik (porositas,
pemeabilitas, saturasi) dan karakteristik yang berbeda, bahkan dalam satu sumur
dengan kedalaman berbeda akan menunjukkan sifat fisik yang berbeda-beda,
tergantung pada sejarah pembentukan dan komposisi mineral penyusun tiap
formasi.
Jenis formasi maupun reservoar bergantung pada komposisi mineral
penyusunnya. Jika tidak terdapat penyusun berupa mineral clay (lempung), maka
akan menunjukkan formasi bersih (clean sand), namun sebaliknya jika semakin
banyak kandungan mineral lempung pada suatu reservoar, maka reservoar
tersebut akan dipengaruhi oleh mineral lempung dan formasi tersebut menjadi
shaly-sand (pasir serpihan). Pada Cekungan Jawa Barat Utara, Sub-Cekungan
Arjuna, tepatnya pada Formasi Talang Akar, merupakan salah satu reservoar pasir
serpihan dengan litologi dominan berupa batuan pasir, serpih dan juga batubara
delta, efek kehadiran mineral serpih maupun lempung akan menurunkan
produktifitas hidrokarbon. Sehingga, efek dari kehadiran mineral tersebut harus
diperhitungkan dalam proses analisis petrofisika reservoar pasir serpihan.
Proses interpretasi pada reservoar pasir serpihan memiliki tantangan dan
kesulitan tersendiri, hal ini karena banyaknya keragaman litologi dan kondisi
geologi. Maka, diperlukan metode analisis yang sesuai dan dapat
memperhitungkan efek kehadiran mineral lempung. Menurut Herdiansyah dkk
(2016) kehadiran mineral lempung akan mengakibatkan kesalahan dalam
interpretasi terutama dalam pembacaan resistivitas dan memengaruhi harga
saturasi air. Dalam petrofisika terdapat suatu metode perhitungan properti fisika
batuan (porositas, permeabilitas, saturasi, resistivitas) yang sangat
memperhitungkan efek kehadiran mineral lempung maupun shale. Metode
tersebut adalah multimineral analisis, metode ini sangat bergantung pada jumlah
mineral yang ada dalam suatu reservoar, sehingga efek kehadiran mineral
lempung sangat diperhitungkan dalam perhitungan properti fisika batuan.
Selain itu, karena terdapat keragaman litologi dalam reservoar pasir
serpihan, maka dibutuhkan metode yang dapat mengelompokkan reservoar
berdasarkan kualitas maupun tingkat produktifitasnya yang ditunjukan dengan
kualitas aliran fluida maupun kemampuan menampung fluida hidrokarbon.
Melalui data core dan data log, pengelompokan kualitas reservoar pasir serpihan
dapat dilakukan menggunakan pendekatan petrofisika metode R35 Winland dan
metode HFU (Hydraulic Flow Unit). Kedua metode ini merupakan metode yang
memanfaatkan perhitungan berdasarkan data porositas dan permeabilitas core dan
juga dapat digunakan dalam menghitung nilai permeabilitas melalui proses
generalisasi pada interval kedalaman yang tidak memiliki sampel batuan core.
Sebagai reservoar pasir serpihan (shaly-sand) Formasi Talang Akar perlu
dilakukan pendekatan tipe batuan (rock type), pendekatan ini digunakan dalam
2
mencari hubungan korelasi antara porositas dan permeabilitas serta ukuran pore
throat radius, sehingga dapat diprediksi unit batuan pada daerah penelitian dan
dapat menggambarkan kualitas dari suatu reservoar. Dengan mengetahui kualitas
dari setiap reservoar, maka kemampuan reservoar (reservoir performance) dapat
digambarkan melalui kurva SMLP (Stratigraphic modified Lorenz Plot). Dimana,
penggunaan kurva SMLP (Stratigraphic modified Lorenz Plot) dapat membantu
dalam mengetahui zona-zona reservoar yang layak diproduksi atau tidak
berdasarkan nilai properti fisika batuan (porositas, pemeabilitas, saturasi).
Berdasarkan permasalahan tersebut, maka penulis tertarik untuk
melakukan penelitian ini, diperkuat dengan penelitian yang telah dilakukan oleh
Amaefule dkk, (1993) mengenai metode kompilasi rock type dan Syarif dkk,
(2015) mengenai pengaruh kehadiran mineral lempung dalam suatu reservoar,
penelitian ini amat penting untuk dilakukan, karena dengan adanya penelitian ini
kualitas reservoar pasir serpihan dan tingkat produktifitasnya dapat diketahui
dengan memperhitungkan berbagai aspek properti petrofisika.
1.2 Tujuan Penelitian
Tujuan penelitian tugas akhir yang dilakukan kali ini yakni sebagai
berikut:
1. Menghitung nilai properti petrofisika reservoar pasir serpihan (Vclay, Sw,
porositas, permeabilitas dan Rw) berdasarkan analisis multimineral.
2. Menentukan metode tipe batuan (rock type) yang paling cocok pada 5
sumur penelitian.
3
3. Memprediksi tipe batuan (rock type) dan kualitas dari reservoar pasir
serpihan.
4. Analisis kurva SMLP (Stratigraphic Modified Lorenz Plot) untuk
menentukan performance reservoir.
1.3 Batasan Masalah Penelitian
Penelitian ini dilakukan pada lingkup Sub-Cekungan Arjuna, Formasi
Talang Akar di zona Marin Talang Akar dan Delta Talang Akar menggunakan 5
sumur offshore (IX-13, IX-A1, IX-4, IX-7 dan IX-8). Perhitungan properti
petrofisika berdasarkan metode multimineral analisis, penentuan tipe batuan (rock
type) menggunakan metode R35 Winland dan HFU (hydraulic flow unit).
1.4 Manfaat Penelitian
Kualitas reservoar pasir serpihan (shaly-sand) dapat diprediksi dengan
sangat baik dan hasil analisis petrofisika tipe batuan (rock type) dapat dijadikan
acuan dalam menentukan alokasi produksi dan forecast produksi.
4
BAB II.
TINJAUAN PUSTAKA
2.1 Daerah Penelitian
Daerah penelitian terletak pada Cekungan ONWJ, Sub-Cekungan Arjuna
dengan 5 titik sumur. Adapun letak lapangan penelitian terdapat pada Gambar 1.
Gambar 1. Peta Lokasi Lapangan Penelitian (Laporan Internal PHE ONWJ)
KALIMANTAN
SULAWESISU
MATER
A
J A V A
East AssetWest Asset
KALIMANTAN
SULAWESISU
MATER
A
J A V A
KALIMANTAN
SULAWESISU
MATER
A
J A V A
East AssetWest Asset BRAVO FIELD
Observation field
Compres
sion
Gas
pipeline 5 1
5
30
KM
2.2 Geologi Regional Cekungan Jawa Barat Utara
Regional daerah kerja Pertamina Hulu Energi Offshore North West Java
adalah bagian dari Cekungan Jawa Barat Utara yang relatif stabil, yang
merupakan bagian tepi dari Kontinen Sundaland dan terbentuk akibat aktifitas
rifting pada zaman Eosen. Cekungan Jawa Barat Utara terdiri dari 4 depocenter,
yaitu Sub-Cekungan Arjuna Utara, Tengah, Selatan dan Sub-Cekungan
Jatibarang. Depocenter tersebut diisi secara dominan oleh endapan Tersier
dengan ketebalan di tempat terdalam mencapai lebih dari 5.500 meter. Pada
Penelitian kali ini daerah pengamatan berada pada Sub-Cekungan Arjuna.
2.3 Tektonik Cekungan Jawa Barat Utara
Tatanan tektonik geologi Cekungan lepas pantai Jawa Barat Utara
merupakan salah satu dari sekian banyak cekungan busur belakang atau cekungan
semenanjung yang berkembang di belakang busur vulkanik Jawa. Cekungan
tersebut dibentuk sebagai reaksi tumbukan antara Lempeng Jawa dengan
Lempeng Indo-Australia selama masa Eosen Awal hingga Oligosen. Kemiringan
dari Lempeng Sunda ke arah selatan mungkin sebagai tanggapan atas penunjaman
dari Lempeng samudra di bawah Lempeng Sunda. Zona penunjaman saat ini
berada di bawah Lempeng Indonesia sejajar dengan pesisir selatan Jawa. Terdapat
bukti bahwa zona subduksi terletak di sebelah utara dari pesisir utara Jawa
sekarang selama masa Kretaseus. Zona subduksi, berasosiasi dengan vulkanisme,
nampak telah berpindah ke arah selatan, mencapai posisi saat ini dalam kurun
waktu terakhir. Pergerakan lempeng tektonik telah dikontrol oleh perkembangan
struktur dan sedimentasi dari Cekungan Jawa barat Utara. Trend struktur regional
6
berorientasi barat-timur, sejajar dengan zona penunjaman Jawa, dan merupakan
hasil dari gaya kompresi berarah Utara-Selatan. Gaya tensional utara selatan telah
menghasilkan blok patahan utara-selatan yang jelas. Blok patahan ini menjadi
penyebab atas perkembangan Cekungan Jawa Barat utara yang didalamnya
terdapat beberapa sub-basin serta tinggian batuan dasar. Daerah Offshore North
West Java (ONWJ) PSC terletak di bagian lepas pantai dari cekungan Jawa Barat
Utara yang mana merupakan sebuah cekungan zaman tersier dan berbentuk
asimetris dengan arah barat daya-timur laut yang terletak di sebelah selatan tepian
lempeng benua sunda yang terbentuk sebelum kretaseus akhir. Hal tersebut bisa
dibagi, dari barat ke timur, kedalam Palung Utara Seribu, Cekungan Arjuna,
Graben E-15 dan Cekungan Jatibarang. Hal yang paling penting dari bagian-
bagian tersebut adalah Cekungan Arjuna, yang mengapit akumulasi hidrokarbon
di area kontrak. Cekungan ini, yang dibagi menjadi sub-cekungan bagian utara
(sekitar kedalaman 14000 ft ke batuan dasar) dan bagian selatan (sekitar 18000 ft
ke batuan dasar), berisi suksesi Syn rift-Rift fill berumur Oligosen Bawah sampai
Atas yang pada umumnya terdiri dari deposit non-marine dan kemudian ditindih
oleh suksesi Oligosen Atas sampai Miosen Bawah berupa endapan paralik sampai
sedimen marin. Saat fasa rifting, rotasi blok utama dan peristiwa trunkasi
(pemotongan) menjelaskan dua fasa dari sedimentasi Syn-Rift (ekivalen Jatibarang
dan Formasi Talang Akar Kontinen). Sedimen syn-rift berkisar dari fasies fluvial
yang terangkut secara aksial dan serpih/batubara endapan lakustrin di pusat-pusat
cekungan, hingga batuan klastik berbutir kasar yang tidak matang berasal dari
batuan dasar pada tepian Rift (Rift margin). Aktifitas vulkanisme secara jelas
tercatat dalam fasa pertama dari beberapa fasa tersebut. Pada saat Oligosen paling
7
akhir, aktifitas rifting secara umum telah berhenti dan daerah Arjuna berkembang
menjadi suatu daratan pesisir terbentang mendatar yang ektensif. Juga diendapkan
batuan sedimen delta post rift yang berupa batubara, batulempung delta depan dan
batupasir estuarine (Talang Akar Delta) dengan asal pengendapan pada umumnya
dari arah Utara dan Barat. Dengan menerusnya penurunan lendut (flexural
subsidence) dan muka air laut yang relatif naik pada jaman Miosen, terendapkan
karbonat laut dangkal (Baturaja), serpih, batulanau dan batupasir dekat dengan
pantai (Main-Massive) dan build up karbonat (Parigi dan Pre parigi). Struktur
geologi berdasarkan aktivitas tektonik Cekungan Jawa Barat Utara dan pembagian
Sub-Cekungan dapat dilihat pada Gambar 2.
8
Gambar 2. Peta Struktur Waktu yang Menunjukkan Unsur Tektonik dan Sub-Cekungan Pada Cekungan ONWJ(Noble dkk, 1997)
9
TWT Scale
<0.5
sec 0.5-1.0
1.0-
1.5 1.5-
2.0 2.0-2.5
2.5-
3.0 >3.0
sec
ASRI
SUNDA
YANI-NST
SOUTH
ARJUNA
JATIBARANG
CENTRAL
ARJUNA
CIPUTAT KEPUH
PASIR BUNGUR CIPUNEGARA
Sunda Platform
2.4 Tatanan Stratigrafi
Sedimentasi Tersier dari Cekungan Jawa Barat Utara dapat dipisahkan dalam
dua kelompok utama, yaitu pengisian sedimen yang berhubungan dengan rifting, pada
umumnya didominasi oleh urutan sedimen non marin atau darat, dan yang kedua adalah
pengisian pada saat penurunan cekungan (post rift sag) yang didominasi oleh urutan
sedimentasi marine dan marginal marine. Secara stratigrafi, endapan Tersier di
Cekungan Jawa Barat Utara dapat dibagi menjadi 6 formasi batuan utama, yaitu
Banuwati/Jatibarang, Talang Akar, Baturaja, Main-Massive, PreParigi-Parigi, dan
Cisubuh. Empat diantaranya sudah terbukti sebagai perangkap hidrokarbon yang cukup
efektif, yaitu Formasi Talang Akar, Baturaja, Main-Massive, dan Parigi. Dari empat
formasi tersebut terdapat kurang lebih dua puluh zona reservoar penghasil hidrokarbon
dengan kedalaman berkisar antara 500-2.000 meter di bawah permukaan laut.
Tabel 1. Umur Formasi Sub-Cekungan Arjuna (Laporan Internal PHE ONWJ).
Top Formasi Umur (Ma)
Cisubuh 0
Parigi 5.5
Pre-Parigi 9.9
Main 12
Massive 16
Baturaja 19.5
Marine UTAF 24.8
L1 DUTAF 27
L2 DUTAF 28.5
R4 FUTAF 29
Basal Coal 29.5
LTAF 31
Jatibarang 32.5
Basement 34
10
Uraian di bawah ini memberikan penjelasan mengenai kelima formasi batuan yang
terdapat dalam Sub-Cekungan Arjuna.
a. Formasi Jatibarang/Banuwati:
Merupakan batuan tertua yang diendapkan pada Early-Rift sistem atau fase 1
Syn-Rift, berumur Eosen Tengah hingga Oligosen Awal yang menumpang secara tidak
selaras diatas batuan Pre-Tersier. Formasi Jatibarang merupakan endapan yang tebal
dan didominasi oleh endapan danau dan darat. Umumnya terdiri dari klastik berupa
konglomerat, batu pasir konglomerat, batu pasir fluvial dan serpih. Terdapat juga
batupasir vulkanik, yang berselingan dengan lava basaltik dan andesitik. Sangat
sedikitnya hidrokarbon yang terperangkap pada formasi ini membuktikan bahwa
formasi ini kurang efektif sebagai batuan reservoar.
b. Formasi Talang Akar
Formasi ini pada beberapa tempat terletak tidak selaras diatas formasi
Jatibarang/Banuwati. Formasi ini terbagi menjadi dua anggota. Talang Akar bagian
bawah berumur Oligosen tengah dan diendapkan pada saat fase 2 Syn-Rift. Talang Akar
bagian bawah ini pada umumnya merupakan endapan delta dan di dominasi oleh
endapan batupasir, batuan serpih, juga batubara. Batupasir dari formasi ini secara
ekonomi penting karena ditemukan sebagai reservoar minyak yang utama dibeberapa
lapangan. Dibagian dalam pada sub-cekungan, batuan serpih berkarbon merupakan
batuan induk dimana hidrokarbon terbentuk. Anggota Talang Akar berikutnya adalah
Talang Akar Atas yang berumur Oligosen tengah hingga Miosen awal. Talang Akar
11
bagian atas ini diendapkan pada akhir Syn-rift hingga awal proses Post-Rift Sag. Talang
Akar Marin didominasi oleh marine-shale yang disisipi oleh lapisan tipis batu gamping.
c. Formasi Baturaja
Formasi Baturaja diendapkan pada saat Post-Rift menumpang secara selaras di
atas formasi Talang Akar. Secara keseluruhan mencerminkan dimulainya sistem
transgresif yang berhubungan dengan naiknya muka laut pada jaman Miosen awal.
Formasi ini sebagian besar terdiri dari batu gamping dengan sedikit perselingan
batulempung. Formasi ini berumur Miosen awal, dan diendapkan pada lingkungan laut
dangkal. Pada beberapa tempat yang merupakan paleo-high, formasi ini ditemukan
sebagai batu gamping terumbu dan dibeberapa lapangan dapat menjadi reservoar
minyak yang cukup berarti. Formasi Talang Akar dan Baturaja dapat disebandingkan
dengan Formasi Cibulakan bawah yang berada di bagian selatan Pulau Jawa.
d. Formasi Main-Massive
Formasi Main-Massive secara selaras terletak di atas formasi Baturaja,
merupakan pengisian pada saat penurunan cekungan (Sag basin fills) dan diendapkan
dalam lingkungan laut dangkal pada zaman Miosen tengah. Formasi ini didominasi
oleh batupasir yang mengandung glaukonit dengan perselingan batu lempung dan
sedikit batugamping tipis. Batupasir dalam formasi Main-Massive mempunyai
pelamparan yang sangat luas dan merupakan reservoar minyak yang sangat penting
karena lapangan minyak yang utama di wilayah kerja PHE ONWJ berproduksi dari
12
formasi ini. Formasi Main-Massive dapat di sebandingkan dengan Formasi Cibulakan
atas yang terdapat di bagian lain Pulau Jawa.
f. Formasi Cisubuh
Formasi ini diendapkan pada saat akhir penurunan cekungan (Late Sag Basin
fills) yang terjadi pada jaman Pliosen hingga Pleistosen, merupakan urutan terakhir
dalam stratigrafi Cekungan Jawa Barat Utara dan juga merupakan ciri dari berakhirnya
aktivitas tektonik pada cekungan ini. Formasi Cisubuh dibentuk dan dicirikan oleh batu
lempung abu-abu yang diendapkan dalam lingkungan laut dangkal sampai laguna. Pada
formasi ini kadang-kadang ditemui sisipan batupasir tipis. Meskipun jarang ditemui,
sisipan batupasir tersebut dapat berisi gas dangkal yang dapat dikenali keberadaannya
dari seismik survey, untuk kemudian dipetakan, sehingga dapat dihindari pada saat
pengeboran sumur.
Gambar 3 menunjukkan susunan stratigrafi Sub-Cekungan Arjuna dalam bentuk
kolom stratigrafi.
13
Gambar 3. Kolom Stratigrafi Cekungan Jawa Barat Utara (Herbudiyanto dalam
Geologi Regional PHE ONWJ Versi II, 2016).
2.5 Petroleum System Cekungan Jawa Barat Utara
Sistem minyak dan gas pada Cekungan Jawa Barat Utara terdiri dari beberapa
uraian berikut:
a. Batuan Induk (source rock)
Batuan sumber Talang Akar bagian atas Formasi Talang Akar terdiri dari
litologi batupasir, batu serpih, batubara dan batu gamping. Pada Cekungan Jawa Barat
Utara terdapat tiga tipe utama batuan induk, yaitu lacustrine shale (Oil Prone), fluvio
14
deltaic coals, fluvio deltaic shales (Oil and Gas Prone) dan marine claystone (bacterial
gas).
Tabel 2. Batuan Sumber Formasi Talang Akar (Laporan Internal PHE ONWJ)
TAF Source Rock Facies Kandungan TOC
(%)
Kandungan Hidrogen
Index (mg/g)
Oil-prone coal 65 400
Gas-prone coal 65 200
Oil-prone shale 3 350
Gas-prone shale 2 150
b. Reservoar (Reservoir)
Semua formasi dari Jatibarang hingga Parigi dan Talang Akar merupakan
interval dengan sifat fisik reservoar yang baik, banyak lapangan mempunyai daerah
timbunan cadangan yang terlipat. Dimana, litologi formasi beragam bergantung pada
komposisi mineral batuan, pada Formasi Talang Akar tipe formasi merupakan jenis
shaly-sand.
c. Jenis Jebakan (Trap)
Jenis jebakan hidrokarbon pada semua petroleum system di Jawa Barat Utara
hampir sama, hal ini disebabkan evolusi tektonik dari semua cekungan sedimen
sepanjang batas Selatan dari Kraton Sunda, tipe struktur geologi dan mekanisme
jebakan yang hampir sama. Perangkap hidrokarbon di Cekungan Jawa Barat didominasi
oleh perangkap struktural yang berupa lipatan antiklin yang umumnya terjadi akibat
tektonik selama Miosen hingga Pliosen. Beberapa antiklin terpotong oleh sesar yang
memiliki orientasi Utara-Selatan. Arah orientasi ini diinterpretasikan sebagai hasil
15
aktivitas tektonik pre-tersier yang mengontrol pembentukan cekungan-cekungan di
Paparan Sunda. Sedangkan struktur muda yang berumur Pliosen memiliki arah barat
laut tenggara memiliki peranan dalam pembentukan jebakan hidrokarbon pada endapan
Parigi. Antiklin yang terpotong oleh sesar lebih banyak membentuk three way dip-
closure, yang memungkinkan hidrokarbon terperangkap oleh sesar. Jebakan struktural
lainnya berupa horst, yang mengangkat blok sesar bagian tengah. Sesar-sesar yang ada
di Cekungan Jawa Barat relatif intensif membentuk jebakan struktural. Jebakan
stratigrafi umumnya terdapat pada Formasi Talang Akar yang didominasi oleh endapan
fluvial-deltaik yang membentuk perselingan antara batu pasir dan serpih. Endapan
synrift selama Formasi Talangakar diendapkan yang bersifat membaji memberikan
potensi adanya pemerangkapan hidrokarbon secara stratigrafi di Cekungan Jawa.
d. Jalur Migrasi
Migrasi hidrokarbon terbagi menjadi dua, yaitu migrasi primer dan sekunder,
migrasi primer adalah perpindahan hidrokarbon dari batuan induk kemudian masuk ke
dalam reservoar melalui lapisan penyalur (Noble, 1997). Migrasi sekunder dapat
dianggap sebagai pergerakan fluida dalam batuan penyalur menuju trap. Jalur migrasi
hidrokarbon pada Sub-Cekungan Arjuna ditunjukan pada Gambar 4.
16
Gambar 4. Jalur Migrasi Sub-Cekungan Arjuna (Noble dkk, 1997).
e. Lapisan Penutup (Caps Rock)
Lapisan penutup atau tudung merupakan lapisan impermeable yang dapat
menghambat atau menghentikan jalannya hidrokarbon. Litologi yang sangat baik
sebagai lapisan penutup ialah batu lempung dan batuan evaporit.
17
LEGEND
CENTRAL N. W. JAVA Petroleum Systems
Basement 8500 ft
Mature source Rock
O & G to field
Migration Pathways
0 15 20
KM
18
BAB III.
TEORI DASAR
3.1 Metode Well Logging
3.1.1 Konsep Dasar Well Logging
Logging merupakan metode pengukuran besaran-besaran fisik batuan
terhadap kedalaman lubang bor. Sesuai dengan tujuan logging yaitu menentukan
besaran-besaran fisik batuan maka dasar dari logging itu sendiri adalah sifat-sifat
fisik atau petrofisik dari batuan (Harsono, 1997). Pada prinsipnya alat di
masukkan kedalam sumur dan dicatat sifat fisik pada daerah di kedalaman
tertentu. Pencatatan dilakukan dengan kedalamannya, waktu, jarak kemudian di
plot kedalam suatu log yang mempunyai skala tertentu dan direkam dalam bentuk
digital.
Gambar 5. Pengukuran Wireline Logging Sumur Eksplorasi (Martono, 2004).
19
Berdasarkan proses kerjanya, logging dibagi menjadi 2 jenis menurut Glover
(2010), yaitu:
1. Logging while drilling (LWD)
Dilakukan pada saat pemboran sumur atau Measurement while drilling
(MWD) yang merupakan directional survey, memakai azimuth untuk sumur yang
berbelok.
2. Log sumur dengan kabel (wireline log), dilakukan setelah operasi pemboran
selesai. Wireline log dapat dilakukan dengan dua cara yaitu:
a. Openhole Logging
Logging yang dilakukan pada sumur/lubang bor yang belum dilakukan
pemasangan casing. Pada umumnya semua jenis log dapat dilakukan pada tahap
ini
b. Casedhole Logging
Logging yang dilakukan pada sumur/ lubang bor yang sudah dilakukan
pemasangan casing. Pada tahap ini hanya log tertentu yang dapat dilakukan
seperti log Gamma Ray, Caliper, NMR, dan CBL.
c. Production Logs
Dilakukan untuk menentukan apakah minyak masih bisa diproduksi atau
tidak dan untuk menentukan kualitas semen.
Secara kualitatif dengan data sifat-sifat fisik tersebut kita dapat
menentukan jenis litologi dan jenis fluida pada formasi yang tertembus sumur.
Sedangkan secara kuantitatif dapat memberikan data-data untuk menentukan
ketebalan, porositas, permeabilitas, kejenuhan fluida, dan densitas hidrokarbon.
20
3.1.2 Perangkat-Perangkat Well Logging
a. Log gamma ray
Prinsip dari log gamma ray (GR) adalah perekaman radioaktivitas alami bumi.
Radioaktivitas GR berasal dari 3 unsur radioaktif yang ada dalam batuan yaitu Uranium
-U, Thorium -Th dan Potasium -K, yang secara kontinu memancarkan GR dalam bentuk
pulsa-pulsa energi radiasi tinggi. Sinar Gamma ini mampu menembus batuan dan
dideteksi oleh sensor sinar gamma yang umumnya berupa detektor sentilasi. Setiap GR
yang terdeteksi akan menimbulkan pulsa listrik pada detektor. Parameter yang direkam
adalah jumlah dari pulsa yang tercatat per satuan waktu (Harsono, 1997).
Secara khusus Log GR berguna untuk mengetahui lapisan permeabel dan
impermeabel, dapat juga data dari Log GR dibandingkan dengan data didapat dari Log
SP. Secara umum fungsi dari Log GR antara lain evaluasi kandungan serpih Vsh,
menentukan lapisan permeabel dan impermeabel, dengan mengetahui kandungan
radioaktif suatu formasi, evaluasi bijih mineral radioaktif, evaluasi lapisan mineral yang
bukan radioaktif, korelasi log pada sumur berselubung.
Prinsip pengukuran dari log GR memiliki persamaan berikut:
GR = GRmatrix(1- e-Vsh) + GRshale.Vsh + GRfluid. e + GR (1)
Dimana:
: porositas efektif (v/v)
Vsh : volume shale (%)
GRfluid : GR fluida
21
Untuk interpretasi log gamma raya dapat dilihat pada Gambar 6.
Gambar 6. Contoh Interpretasi Lapisan Batuan Dengan Log Gamma ray
(Telford dkk, 1990).
b. Log SP (Spontaneous Potential Log)
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. SP digunakan untuk :
1. Identifikasi lapisan permeabel dan impermeabel.
22
2. Mencari batas-batas lapisan permeabel dan korelasi antar sumur berdasarkan
lapisan itu.
3. Menentukan nilai resistivitas air formasi (Rw)
4. Memberikan indikasi kualitatif lapisan serpih.
Gambar 7. Contoh Interpretasi Lapisan Batuan Dengan Log SP (Glover, 2010).
c. Log Resistivitas
Log resistivitas dapat digunakan untuk membedakan lapisan reservoar dan non-
reservoar, identifikasi jenis fluida (air formasi dan hidrokarbon) dan batas kontak
fluidanya, menghitung nilai resistivitas air formasi dan salinitas air formasi. Terdapat
dua macam pengukuran log resistivitas, yaitu Lateral Log yang meliputi Lateral Log
Deep (LLD), Lateral Log Shallow (LLS), Micro Spherically Focused Log (MSFL), dan
Induction Log yang meliputi Induction Log Deep (ILD), Induction Log Shallow (ILS),
Micro Spherically Focused (MFS). Mengacu dari adanya perbedaan zona di sekitar
dinding lubang pemboran, zona terinvasi dapat terindikasi dari rekaman log MSFL atau
SFL. Sedangkan untuk zona transisi dapat terindikasi dari rekaman log LLS atau ILM.
Untuk zona jauh dapat terbaca dari log LLD atau ILD.
23
Gambar 8. Borehole Invasion (Glover, 2010).
Tabel 3. Nilai Resistivitas Batuan (Telford dkk, 1990)
Material Resistivitas (ohmmeter)
Limestones 50-107
Sandstones 1-108
Shales 20-2x103
Dolomite 100-10000
Sands 1-1000
Clay 1-100
sea water 0.2
d. Log Caliper
Log ini digunakan untuk mengukur diameter lubang bor yang sesungguhnya
sehingga dapat merefleksikan lapisan permeabel dan lapisan yang impermeabel. Pada
lapisan yang permeabel diameter lubang bor akan semakin kecil karena terbentukya
kerak lumpur (mud cake) pada dinding lubang bor. Sedangkan pada lapisan yang
24
impermeabel diameter lubang bor akan bertambah besar karena ada dinding yang runtuh
(vug). Interpretasi kualitatif yang dapat dilakukan berdasarkan data log caliper.
Gambar 9. Kurva Log Caliper (Glover, 2010).
e. Log Porositas
Log porositas digunakan untuk mengetahui karakteristik/sifat dari litologi yang
memiliki pori, dengan memanfaatkan sifat-sifat fisika batuan yang didapat dari
sejumlah interaksi fisika di dalam lubang bor. Hasil interaksi dideteksi dan dikirim ke
permukaan barulah porositas dijabarkan. Ada tiga jenis pengukuran porositas yang
umum digunakan di lapangan saat ini adalah Sonik, densitas, dan neutron. Nama-nama
ini berhubungan dengan besaran fisika yang dipakai dimana pengukuran itu dibuat
sehingga istilah-istilah porositas sonik, porositas densitas dan porositas neutron. Penting
untuk diketahui bahwa porositas-porositas ini biasa tidak sama antara satu dengan yang
lain atau tidak bisa mewakili porositas benar.
25
Gambar 10. General Log Matrix (Atlas, 1982).
f. Log Densitas
Log densitas merupakan kurva yang menunjukkan besarnya densitas (bulk
density) dari batuan yang ditembus lubang bor dengan satuan gr/cc. 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. 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.
26
Gambar 11. Respon Log Densitas Terhadap Batuan (Glover, 2010).
Prinsip pengukuran log RHOB memiliki persamaan berikut:
RHOB = matrix(1- e-Vsh) + shale.Vsh + fluid. e + RHOB (2)
Keterangan :
matrix : densitas matriks batuan (g/cc)
fluid : densitas fluida (g/cc)
g. Log Neutron
Menurut Schlumberger (1986), log neutron berguna untuk penentuan besarnya
porositas batuan. Prinsip dasar dari alat ini adalah memancarkan neutron secara terus
menerus dan konstan pada lapisan. Partikel-partikel neutron memancar menembus
formasi dan bertumbukan dengan material-material dari formasi tersebut. Akibatnya
neutron kehilangan energi, besar kecilnya energi yang hilang tergantung dari perbedaan
massa neutron dengan massa material pembentuk batuan/formasi (Doveton, 1986).
27
Hilangnya energi yang paling besar adalah bila neutron bertumbukan dengan suatu atom
yang mempunyai massa yang sama atau hampir sama, seperti halnya atom hidrogen.
Log neutron merespon hydrogen index dalam formasi. Gas mempunyai kandungan
hydrogen index yang lebih rendah dibanding minyak dan air.
Gambar 12. Respon log neutron terhadap batuan (Rider, 2002).
Prinsip pengukuran log NPHI memiliki persamaan berikut:
NPHI = HImatrix(1- e-Vsh) + HIshale.Vsh + HIfluid. e + NPHI (3)
Keterangan :
HImatrix : Hidrogen indeks matriks
HIfluid : Hidrogen indeks fluida
28
3.2 Multimineral Analisis Pada Formasi Pasir Serpihan
Shaly Sand Formation adalah suatu istilah yang digunakan untuk
menunjukkan bahwa suatu formasi tidak hanya mengandung pasir saja, tetapi terdapat
shale pada kandungan pasirnya (Crain, 2012). Pada shaly-sand formation perhitungan
nilai saturasi air yang akan dilakukan cenderung lebih sulit jika dibandingkan dengan
yang dilakukan pada clean formation. Hal ini terjadi karena shale yang hadir dalam
suatu formasi dapat menyebabkan perubahan pembacaan nilai pada saat dilakukan
pengukuran dengan menggunakan logging sehingga perlu dilakukannya koreksi.
Menurut Herdiansyah dkk (2016) kehadiran shale pada suatu reservoar dapat
berdampak pada beberapa hal yaitu, mengurangi porositas efektif, pada umumnya
berkurang banyak, menurunkan nilai permeabilitas, terkadang turun drastis dan
merubah nilai resistivitas yang diprediksi dengan menggunakan persamaan Archie
analisa logging secara kuantitatif dimaksudkan untuk menentukan litologi batuan,
tahanan jenis air formasi (Rw), evaluasi shaliness (Vclay), harga porositas (Φ), saturasi
air (Sw), dan permeabilitas (K). Benda benda padat yang menyusun shale biasanya
terdiri dari:
- clay 50 %
- silica 25 %
- feldspar 10 %
- oksida besi 3 %
- bahan bahan organik 1 %
- bahan bahan lain 1 %
29
Komponen clay ini yang membuat log-log berubah harganya.
Tabel 4. Nilai Properti Mineral Lempung (Clay)
Clay Type CEC meq/g Porositas
(v/v)
Densitas
(g/cc)
Unsur Minor
Montmorillonite 0.8-1.5 0.24 2.45 Ca, Mg, Fe
Illite 0.1-0.4 0.24 2.65 K, Mg, Fe, Ti
Chlorite 0-0.1 0.51 2.8 Mg, Fe
Kaolinite 0.03-0.06 0.36 2.65
Pada formasi shaly sand diasumsikan terdapat 3 komponen penyusun yaitu grain
quartz, porositas fluida dan shale.
Gambar13. Model Reservoar Pasir Serpihan (Laporan internal PHE ONWJ)
Gambar 14. Model Volumetrik Pasir Serpihan (Laporan Internal PHE ONWJ)
30
Pada penelitian ini analisis petrofisika yang dilakukan berdasarkan multimineral
analisis. Aplikasi mineral pada interpretasi data log pertama dilakukan oleh Cannon dan
Quotes pada tahun 1990 yang mana menyatakan bahwa interpretasi log dikombinasi
berdasarkan data log saja atau dikalibrasi dengan data core, multimineral sangat
memperhatikan efek dari kehadiran mineral lempung sehingga dengan menggunakan
analisis multimineral hubungan antara log yang digunakan dengan mineral sangat
bergantung, tahapan dalam multimineral analisis berupa pembuatan model multimineral
berdasarkan data pre-calculation, koreksi lingkungan dan parameter picking, prinsip
dari multimineral analisis adalah melakukan perhitungan balik terhadap data log yang
tersedia melalui suatu persamaan berdasarkan model yang dibentuk.
(4)
Keterangan:
v : Log analisis
P : Parameter kalibrasi
t : data creation
Gambar 15. Ilustrasi Model Interpretasi Multimineral (Kimminau dkk, 1989)
31
3.3 Analisis Batuan Core
Dalam menentukan parameter petrofisika analisis batuan inti sangat umum
digunakan. Pengertian Core adalah sampel atau contoh batuan yang diambil dari bawah
permukaan dengan suatu metode tertentu. Core umumnya diambil pada kedalaman
tertentu yang prospektif oleh perusahaan minyak atau tambang untuk keperluan lebih
lanjut. Data Core merupakan data yang paling baik untuk mengetahui kondisi bawah
permukaan, tapi karena panjangnya terbatas, maka dituntut untuk mengambil data yang
ada secara maksimal (Triwibowo, 2010).
Data yang diambil meliputi jenis batuan, tekstur, struktur sedimen dan sifat fisik
batuan itu sendiri. Selain itu juga dapat mengetahui harga porositas, permeabilitas, dan
saturasi fluida yang terkandung dalan batuan tersebut. Tekstur dan struktur batuan
sedimen dapat menggambarkan sejarah transportasi pengendapan, energi pembentukan
batuan tersebut, genesa, arah arus, mekanisme transportasi dan kecepatan sedimen
tersebut diendapkan. Sehingga dari faktor-faktor tersebut dapat ditentukan fasies
sedimen dan lingkungan pengendapannya.
Core dibagi menjadi 2, yaitu:
a. Conventional core, yaitu Core yang diambil bersamaan dengan proses
pemboran.
b. Sidewall core, yaitu Core yang diambil pada saat melakukan wireline
logging.
32
3.4 Parameter Petrofisika
Proses analisis petrofisika adalah menghasilkan data-data yang diperlukan
untuk proses analisis geologi lebih lanjut.
Data yang dihasilkan dari analisis petrofisika, yaitu seperti penyediaan parameter-
parameter di bawah ini:
a. Evaluasi Shaliness (Vsh)
Pada shale 100% gamma ray log dapat mendeteksi adanya tingkatan
radioaktif alam yang tinggi, sehingga pada tingkatan ini dapat memberikan gambaran
adanya shale, karena shale mengandung radioaktif yang sangat tinggi. Pada formasi
reservoar bersih biasanya mempunyai tingkatan radioaktif rendah atau dapat disebut 0%
shale. Dalam batuan reservoar shaly tingkatan radioaktif tergantung dari kandungan
shale. Ada beberapa cara untuk menentukan adanya kandungan shale (Vsh) secara
kuantitatif, tetapi pada kasus ini yang digunakan adalah Vsh GR (Gamma Ray).
Perhitungan index gamma ray ialah sebagai berikut:
IGR = GR-GRcn (5)
GRsh-GRcn
Keterangan:
IGR : Indeks shale gamma ray
GR : Respon log gamma ray pada lapisan yang ingin dihitung
GRcn : Respon log pada zona yang bebas shale (GRMin)
GRsh : Respon log di zona shale (GRMax)
33
Langkah selanjutnya setelah IGR didapat yakni menghitung volume shale (Vsh), yaitu
memakai hubungan IGR dengan Vsh.
Gambar 16. Pemodelan untuk menghitung Ish (Haryoko, 2003).
b. Penentuan Resistivitas Air Formasi (Rw)
Tahanan jenis air (Rw) merupakan parameter penting dalam menentukan harga
saturasi air (Sw) batuan selama menggunakan log listrik. Metode penentuan Rw pada
penelitian ini menggunakan metode Picket plot.
- Metode Picket Plot
Resistivitas air formasi (Rw) dapat ditentukan berdasarkan metode picket
plot dengan menggunakan kurva silang antara PHIE (porositas efektif) dengan
Rt (resistivitas formasi). Metode ini didasarkan pada formula Archie. Selain
digunakan untuk memerkirakan Sw, metode ini dapat pula digunakan untuk
memerkirakan Rw, yaitu dengan membuat crossplot antara Rt dan porositas
pada kertas log. Titik-titik yang terluar pada crossplot tersebut terletak pada
suatu garis yang disebut Ro line. Semua titik pada garis ini mempunyai Sw =
GR
GR Min
GR Max
34
100% atau Sw = 1. Pada titik potong antara garis Sw = 1 dengan porositas 100%,
maka : Bila a diketahui (harga 1 biasanya untuk limestone dan 0.8 untuk
sandstone), maka besarnya Rw dapat ditentukan.
Nilai resistivitas pada suatu formasi bergantung dari (Chapman, 1976):
1. Salinitas air formasi yang dikandungnya
2. Jumlah air formasi yang ada
3. Struktur geometri dari pori-pori
4. Temperatur
5. Kandungan lempung
c. Penentuan Porositas
Bertujuan untuk mengetahui porositas sebenarnya dari formasi batuan dengan
menggunakan model porositas densitas dan neutron.
- Neutron log
Pembacaan neutron log tidak hanya tergantung pada porositas tetapi juga
litologi dan kandungan fluidanya. Oleh karena itu penentuan porositas harus
mengetahui litologinya. Harga dari porositas neutron (ФN) dapat diketahui
dengan menggunakan persamaan dibawah ini (dalam limestone unit):
ФNlog = (1.02 x ФNlog) + 0.0425 (6)
Dimana:
ФNlog : Porositas yang terbaca pada kurva neutron log
0.0425 : Koreksi terhadap limestone formation.
35
- Densitas Log
Dalam menentukan porositas batuan dipengaruhi juga oleh litologi
kandungan fluida batuan. Porositas dari density log biasanya dinotasikan dengan
ФD yang mempunyai harga sesuai dengan persamaan dibawah ini:
t = ma- b (7)
ma- f
Dimana:
Фt : Porositas densitas total (%)
ρma : Densitas matrik batuan (gr/cc)
ρb : Densitas bulk yang dibaca pada kurva log RHOB (gr/cc)
ρf : Densitas fluida (air) dibaca dari log header (gr/cc)
Tabel 5. Densitas Matriks Dari Berbagai Litologi (after Schlumberger, 1972).
Litologi/mineral Densitas (gr/cc)
Batupasir 2.648
Batugamping 2.710
Dolomit 2.876
Anhidrit 2.977
Garam 2.032
Selain pada data log porositas dapat diketahui pada data petrofisika, ada dua
nilai porositas yang didapat pada analisa petrofisika, yaitu porositas total (PHIT) dan
porositas efektif (PHIE). Porositas total merupakan pembacaan log porositas atas respon
terhadap ruang kosong di antara batuan yang berisi sejumlah air ikat lempung (CBW),
air bebas pada formasi, dan hidrokarbon. Sedangkan porositas efektif merupakan
36
pembacaan log porositas atas respon terhadap ruang kosong di antara batuan yang berisi
air bebas pada formasi, dan hidrokarbon.
Vsh (8)
Keterangan:
PHIT : Porositas total (%)
PHIE : Porositas efektif
Vsh : Volume shale (%)
Tabel 6. Klasifikasi Nilai Porositas (Harsono, 1997)
Porositas Klasifikasi
0 – 5 Dapat diabaikan (negligible)
5-10 Buruk (poor)
10-15 Cukup (fair)
15-20 Baik (good)
20-25 Sangat baik (very good)
<75 Istimewa (excellent)
d. Penentuan Kejenuhan Air (Sw)
Saturasi air (Sw) adalah persentase volume air yang terdapat di dalam pori-pori
batuan reservoar dibandingkan dengan volume total fluida yang mengisi pori-pori
batuan reservoar tersebut. Dimana:
(9)
Keterangan :
Sw : Saturasi air (%)
Sh : Saturasi hidrokarbon (%)
37
Saturasi air berfungsi untuk menentukan zona yang mengandung hidrokarbon pada
reservoar, 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. Dalam batuan reservoar minyak umumnya terdapat
lebih dari satu macam fluida, kemungkinan terdapat air, minyak, dan gas yang tersebar
ke seluruh bagian reservoar. Ruang pori-pori batuan reservoar mengandung fluida yang
biasanya terdiri dari air, minyak dan gas. Untuk mengetahui jumlah masing-masing
fluida, maka perlu diketahui saturasi masing-masing fluida tersebut.
(Pada kondisi reservoar bertekanan jenuh) (10)
Berlaku,
(11)
Sehingga volume pori yang terisi hidrokarbon adalah:
(12)
Keterangan :
So : Saturasi minyak (%)
Sw : Saturasi air (%)
Sg : Saturasi gas (%)
PHIE : Porositas efektif
Terdapat beberapa metode dalam menghitung nilai saturasi fluida diantaranya:
1. Perhitungan nilai saturasi air (Sw) dari log resistivitas berdasarkan hubungan
terhadap porositas dan perbedaan sifat elektrikal batuan.
38
2. Perhitungan nilai saturasi air (Sw) berdasarkan perbandingan data tekanan
kapiler dari laboratorium (SCAL Lab) dengan hasil interpretasi saturasi air (Pc/Sw)
dengan pengaruh jenis batuan, sifat fluida serta ketinggian di atas air
bebas (free water level).
3. Perhitungan saturasi air menggunakan determinasi Dean-Stark dalam perhitungan
volume air pada plug batuan inti yang menggunakan metode oil based mud
(OBM).
Terdapat beberapa kombinasi perhitungan saturasi air berikut adalah metode yang
digunakan dalam penenlitian ini:
- Metode Archie
Pada mulanya Archie berhasilkan membuat 2 hubungan empiris yang
dinamakan indeks resistivitas (RI) dan faktor formasi (F). Persamaan yang pertama
menjelaskan tentang hubungan antara indeks resistivitas (RI) dengan saturasi air (Sw)
dapat dituliskan sebagai berikut (Archie, 1941):
(13)
Persamaan 13 yang dibuat oleh Archie menunjukkan hubungan antara faktor formasi
(F) dengan porositas ( ) yang ditunjukkan pada persamaan di bawah ini (Archie, 1941).
(14)
Dengan menggabungkan persamaan pertama dan keduanya terbentuklah persamaan
yang paling dikenal dengan nama persamaan saturasi air Archie seperti yang terlihat
dibawah ini (Archie, 1941).
39
(15)
Keterangan :
Sw : Saturasi air formasi (%)
Rw : resistivitas air formasi (ohmmeter)
Rt : resistivitas formasi, dibaca dari kurva resistivitas (ohmmeter)
n : eksponen saturasi
m : eksponen sementasi
- Metode Dual Water
Dalam penelitian Dwiyono dan Winardi (2014) Dual water model mengusulkan
bahwa terdapat dua jenis air berbeda yang dapat ditemukan dalam lubang pori suatu
batuan (Clavier dkk, 1984). Air yang berada dekat dengan permukaan butiran disebut
sebagai bound water atau clay water dengan resistivitasnya Rwb. Air ini memiliki sifat
yang salin dimana hal ini ditunjukkan dengan tingginya nilai resistivitas air ini. Adapun
air yang berada jauh dari permukaan suatu butiran disebut far water atau free clay water
dengan resistivitasnya Rwf. Air ini memiliki sifat yang lebih fresh dan dicirikan dengan
sifatnya yang lebih tidak resistif dibandingkan dengan bound water (Clavier dkk, 1984).
Air ini juga memiliki kemampuan untuk berpindah-pindah antar pori dalam batuan.
Model ini mengasumsikan bahwa jumlah bound water secara langsung berkaitan
dengan kandungan shale yang ada pada formasi (Clavier dkk, 1984). Jika volume shale
bertambah, maka porositas yang akan terisi oleh bound water juga akan bertambah
besar. Pada shaly sand yang mengandung hidrokarbon, model ini mengusulkan bahwa
40
bulk volume dari hidrokarbon ialah berdasarkan persamaan saturasi Dual Water
berikut:
Cwe = Cwf(1-Swb) + Cwb.Swb (16)
Swt (17)
Swe (18)
Keterangan :
Cwe : konduktivitas air formasi sebenarnya (S/m)
: porositas (%)
Swb : saturasi water bound
t : saturasi water true
Cw : konduktivitas air (S/m)
n : eksponen saturasi
m : eksponen sementasi
a : faktor turtuosity
Rwe : resistivitas air formasi (ohmmeter)
- Menghitung saturasi air sisa (irreducible saturation)
Menentukan saturasi air sisa. Pada Didalam kenyataan, fluida reservoar tidak
dapat diproduksi semuanya. Hal ini disebabkan adanya saturasi minimum fluida yang
tidak dapat diproduksi lagi atau disebut dengan saturasi air sisa (irreducible
saturation). Saturasi air sisa merupakan saturasi air yang tidak terangkat pada zona
terinvasi. Kandungan air pada suatu sumur terdapat 2 jenis air, yaitu free water dan
41
irreducible water. Air yang terangkat kepermukaan adalah free water, sedangkan air
yang tidak terangkat adalah irreducible water.
Swirr (19)
Keterangan:
Swiir : Saturasi air sisa
Øe : Porositas efektif
Vsh : Volume shale
Terdapat beberapa faktor yang mempengaruhi saturasi fluida reservoar adalah:
1. Ukuran dan distribusi pori-pori batuan.
2. Ketinggian di atas free water level.
3. Adanya perbedaan tekanan kapiler.
e. Penentuan Permeabilitas
Permeabilitas (k) adalah ukuran kemampuan batuan untuk dapat melewati
fluida. Permeabilitas berhubungan dengan porositas yang saling berhubungan dan
butiran matrikas yang besar. Sedimen dengan matriks yang besar dan porositas besar
akan memiliki permeabilitas yang besar pula. Sedangkan batuan dengan matriks dan
porositas kecil akan menyulitkan fluida untuk mengalir yang berarti permeabilitasnya
kecil. Permeabilitas dinyatakan dalam milidarcy (mD) dengan interval 0.1-1000 mD
untuk ukuran produksi. Persamaan permeabilitas timur yakni:
(20)
42
Keterangan :
K : Permeabilitas (mD)
PHIE : Porositas efektif (%)
Sw : Saturasi air (%)
Tabel 7. Klasifikasi Permeabilitas (Koesoemadinata, 1978).
Kualitas Nilai Permeabilitas (mD)
Sangat buruk <1
Buruk 1-50
Sedang 50-200
Baik 200-500
Sangat baik >500
3.5 Metode Winland dan HFU Untuk Petrophysical Rock Type (Tipe Batuan)
Rock type adalah unit batuan yang terbentuk atau terendapkan pada kondisi yang
serupa serta mengalami proses diagenesa serupa yang menghasilkan hubungan yang
unik dalam hal porositas-permeabilitas serta profil tekanan kapiler (Pc) terhadap saturasi
air (Sw). Pada interval yang tidak memiliki data core pada penelitian dilakukan
propagasi berdasarkan metode Neural network. Dalam analisa data geofisika, sistem ini
mulai diterima secara luas berkat kemampuan Neural Network yang dapat melakukan
pengenalan terhadap suatu pola dengan baik. Neural Network dapat di “training” untuk
memprediksi nilai dari suatu kurva tunggal, data volumetrik (seperti litologi formasi),
dan data-data persentase (seperti persentase tipe batuan grainstone, packstone,
wackstone, dan mudstone) (Saputro dkk, 2012).
43
3.5.1 Metode R35 Winland
Salah satu metode yang umum dipakai dalam pembagian rock type adalah
menggunakan persamaan Winland yang memformulasikan hubungan antara porositas,
permeabilitas, pore throat radius batuan (R35) terhadap profil tekanan kapiler (Pc)
injeksi merkuri. Berdasarkan persamaan ini maka satu kisaran nilai R35 akan mewakili
satu unit rock type tertentu (Syarif, 2015).
Metode ini menggunakan beberapa parameter petrofisika seperti porositas,
permeabilitas dan tekanan kapiler pada radius pori R35 dimana pengukuran dilakukan
pada saat saturasi terukur sebesar 35%:
(21)
Keterangan :
R35 : Koefisien pada saat mercury saturation 35%
K : Permeabilitas (mD)
: porositas (%) (Shabaninejad, 2011)
Tabel 8. Tipe Pori Berdasarkan Ukuran Radius Pore Throat (Martin, 1997)
Tipe Pori Radius Pore Throat (mikron)
Megaporous >10
Macroporous 2.5-10
Mesoporous 0.5-2.5
Microporous 0.2-0.5
Nanoporous <0.2
44
Gambar 17. Model Empiris Distribusi Pore Throat Berdasarkan metode Winland
(Martin, 1997)
3.5.2 Metode HFU (hydraulic flow unit)
Konsep yang biasa digunakan oleh ahli teknik reservoar dan ahli geologi untuk
mengelompokkan dan menganalisis petrophysical rock type adalah konsep flow unit
atau hydraulic flow unit yang diperkenalkan oleh Ebanks (1987) dalam Buraq dkk
(2013) dengan definisi suatu bagian dari reservoar yang dapat dipetakan dan memiliki
45
sifat-sifat geologi dan petrofisik yang konsisten dan berbeda dari bagian reservoar yang
lain dalam mengontrol aliran fluida. Dalam konsep flow unit, batuan reservoar dan non
reservoar dapat dikelompokkan dalam flow unit yang sama jika memiliki kombinasi
hubungan porositas dan permeabilitas yang sama, atau dengan kata lain sama dengan
rock type. Flow unit atau hydraulic flow unit diyakini sebagai produk dari properti
geologi yang mengontrol aliran fluida, yang sangat berhubungan dengan distribusi
fasies dan diagenesis. Parameter yang mempengaruhi aliran fluida dalam pori batuan
adalah geometri pore throat yang dikontrol oleh mineralogi (jenis dan kelimpahan) dan
tekstur (ukuran butir, bentuk butir, dan sortasi). Kombinasi yang berbeda-beda dari hal-
hal tersebut dapat menghasilkan klasifikasi flow unit atau rock type yang berbeda
(Chiceng, 2012). Amaefule dkk, (1993) memperkenalkan konsep reservoir quality
index (RQI) dan flow zone indicator (FZI). Dimana, RQI dan FZI adalah:
(22)
(23)
Keterangan :
k : permeabilitas (mD)
Ø : porositas (%),
RQI/FZI : dalam satuan mikron
Øz : normalized porosity (tanpa unit)
Persamaan Normalized porosity didefinisikan sebagai berikut:
(24)
46
FZI dari sampel batuan inti yang tergolong ke dalam satu rock type akan memiliki nilai
yang tidak jauh berbeda. Untuk membagi nilai-nilai FZI ke dalam satu rock type yang
sama dilakukan konversi nilai FZI ke dalam bentuk discrete rock type (DRT) yang
diformulasikan sebagai:
(25)
Konsep RQI dan FZI didasarkan pada asumsi bahwa pore throat size adalah
faktor yang mengontrol karakter petrofisik reservoar khususnya permeabilitas dan profil
tekanan kapiler.
3.6 Metode SMLP (Stratigraphic Modified Lorenz Plot)
Dengan adanya data rocktype dan hydraulic flow unit dari sebuah sumur maka
dapat dilakukan modifikasi performa suatu sumur dengan membuat grafik hubungan
antara HCPV (hydrocarbon pore volume, flowing capacity dan total storage capacity)
terhadap kedalaman (Gunter dkk, 1997). Metode ini merupakan suatu tahap dalam
advanced petrophysic karena dapat menggambarkan performa dari tiap reservoar.
Persamaan untuk ketiga parameter tersebut yakni:
e) (26)
(27)
(28)
Keterangan :
HCPV : Hydrocarbon pore volume (tanpa unit)
47
PHIH : Porositas horizontal (Total storage)
KH : permeabilitas horizontal (mD)
3.7 Cut-off dan net-pay
Cut off adalah nilai yang ditetapkan sebagai ambang batas suatu parameter
dalam analisis petrofisika. Sedangkan net pay adalah suatu hasil yang didapatkan
setelah parameter tersebut dibatasi oleh nilai cut off. Parameter yang dimaksud di sini
adalah parameter porositas, Vclay dan saturasi air. Ketiga parameter inilah yang
biasanya digunakan untuk menentukan ambang batas suatu formasi batuan. Net pay
terbagi menjadi dua, yaitu reservoar summary dan pay summary. Nilai reservoar
summary adalah hasil yang didapatkan setelah dibatasi oleh parameter porositas dan
Vclay. Sedangkan pay summary adalah hasil yang didapatkan setelah dibatasi oleh
ketiga parameter tersebut, yaitu porositas, Vclay, dan juga saturasi air. Pada struktur
pengerjaan penentuan cut off dan ini menggunakan metode crossplot antara porositas
efektif dengan Vclay dan crossplot antara porositas efektif dengan saturasi air. Dari
kedua crossplot inilah dapat dilihat persebaran datanya dan dapat ditarik suatu ambang
batas dari ketiga parameter tersebut yang akan dijadikan nilai cut off. Setelah nilai
tersebut didapatkan, maka dapat diaplikasikan untuk perhitungan net pay.
47
BAB IV.
METODOLOGI PENELITIAN
4.1 Waktu Penelitian Tugas Akhir
Penelitian ini dilakukan di PT. PHE ONWJ pada tanggal 20 Januari
2017-19 Maret 2017 di Departemen Subsurface Divisi Petrofisika Lt. 9,
Jakarta Selatan. Lalu, dilanjutkan di Jurusan Teknik Geofisika Universitas
Lampung s/d Ujian Komprehensif.
4.2 Perangkat Lunak
Dalam penelitian ini menggunakan beberapa perangkat lunak
pendukung yaitu:
1. Paradigm Geolog7
Perangkat ini digunakan untuk melakukan quality control data log
hingga memperoleh nilai lumping pay summary. Didalam perangkat ini
tersedia beberapa modul yang dapat digunakan dalam analisis rock type.
Adapun modul tersebut adalah modul multimin, modul petrophysics dan
modul facimage. Berbagai modul pada perangkat Geolog memiliki fungsi
tersendiri yang dapat membantu dalam analisis petrofisika.
49
2. Microsoft Excel dan Microsoft Word.
Ms. Excel Digunakan dalam perhitungan dan pembuatan grafik
dalam proses lumping maupun analisis rock typing dan perhitungan berbagai
komponen performance reservoir baik rock type maupun grafik SMLP
(Stratigraphic Modified Lorenz Plot). Sedangkan Ms. Word digunakan untuk
pembuatan laporan penelitian.
3. Kalkulator Petrophysics
Digunakan untuk melakukan perhitungan dan konversi parameter
yang dibutuhkan pada saat proses.
4.3 Data Penelitian
Penelitian ini menggunakan beberapa data sebagai berikut:
1. Data Las Digital
Merupakan data wireline logging dari 5 sumur di area Sub-
Cekungan Arjuna yakni data sumur IX-13, IX-A1, IX-4, IX-7 dan IX-8.
2. Data Mud Log
Data mud log merupakan data pengukuran laboratorium yang
berisi analisis hidrokarbon pada suatu sumur, data ini tersedia untuk ke-
5 sumur
3. Data completion log dan well header
Data completion log adalah kurva log hasil pengukuran beserta
informasi formasi geologi pada suatu sumur, sedangkan data well
50
header berisi informasi pengukuran mulai dari data koordinat hingga
informasi total kedalaman logging, data ini tersedia untuk ke-5 sumur.
4. Data Analisis Core
Data ini terdiri dari data routine core dan special core
pengukuran secara konvensional maupun sidewall. Data routine core
tersedia untuk 5 sumur sedangkan data special core hanya ada pada
sumur IX-A1 dan IX-8.
5. Data Petrografi, XRD dan Sedimentologi.
Data-data ini merupakan hasil analisis laboratorium yang
digunakan dalam analisis multimineral dan deskripsi tipe batuan (rock
type).
6. Data Marker Geologi
Data marker geologi berisi informasi batas formasi berdasarkan
kedalaman sumur mulai dari start depth hingga bottom depth.
7. Data DST (Drill steam test)
Merupakan data informasi produksi dan zona interval perforasi,
yang juga digunakan dalam validasi keberadaan zona hidrokarbon
berdasarkan oil rate dan gas rate.
51
4.4 Tahap Pengolahan Data
4.4.1 Tahap Pengolahan Awal
4.4.1.1 Inventory Data
Awal dari proses penelitian ini adalah melakukan proses inventory data
yakni kegiatan menginventarisasi data yang telah diberikan dalam bentuk tabulasi,
tahap ini dilakukan agar memudahkan penulis dalam proses pencarian data jika
sewaktu-waktu dibutuhkan serta dapat memahami dengan baik data-data yang
tersedia dan layak untuk digunakan dalam penelitian Tugas Akhir kali ini. Pada
Tabel 9 berikut akan ditampilkan hasil inventory data penelitian.
32
Tabel 9. Hasil Inventory Data Penelitian
No. Well Name Vert /
Directional
Well
Classification Well Status Formation at TD
Mud
Log
Comp.
Log
Digital
Log
(LAS)
Well
Survey
1 IX-A1 Vertical Development Oil Producer Basement V V V
2 IX-4 Vertical Development Temporarily Suspended Oil METAMORPHIC
BASEMENT V V V
3 IX-7 Vertical Development Temporarily P & A oil Well BASEMENT V V V
4 IX-8
Deviated Development Temporarily Plugged Oil
And Gas Well BASEMENT V V V V
5 IX-13
Deviated Exploratory Temp. Suspended O & G
Well METAMORPHIC
SCHIST V V V V
Well
Name
Core Analysis
XRD CCAL SWC Photograph DST Petrography
HC
Fluid Analysis
SCAL RCAL SCAL RCAL
IX-A1 V V V V V V
IX-4 V V V V V
IX-7 V V V V V V
IX-8 V V V V V V V
IX-13 V V V V
52
32
Sedangkan untuk kelengkapan data Las dapat dilihat pada Tabel 10.
Tabel 10. Kelengkapan Data Las
No Well
Name Cal GR
Resistivity (Ohmmeter) RHOB NPHI DRHO/PEF
SN ILD ILS MSFL
1 IX-A1 V V V V V V V V
2 IX-4 V V V V V V V V V/V
3 IX-7 V V V V V V V V V/V
4 IX-8 V V V V V V V V/V
5 IX-13 V V V V V V V V/V
4.4.1.2 Loading Data
Merupakan proses memasukkan data-data kedalam perangkat Paradigm
Geolog7, data-data awal yang dimasukkan berupa data well header, wireline
log/.Las, modul Environment, data core, data marker (TOPS_ITT). Proses
memasukkan data dilakukan dengan cara import dan juga drag ke laman
perangkat well di Geolog7.
Gambar 18. Tampilan Loading Data
Hasil input data
53
33
4.4.1.3 Persiapan Data (Data Preparation)
Dalam tahap ini dilakukan 4 proses yaitu membuat referensi, badhole
flag, pre-calculation dan koreksi lingkungan. Tahap ini dilakukan secara beruntut
sekaligus menjadi tahap QC data penelitian.
a. Depth Reference (Referensi Kedalaman)
Pentingnya melakukan tahap pembuatan referensi adalah untuk
penentuan kedalaman pengukuran berdasarkan pengukuran MD, TVD
maupun TVDSS. Ketiga jenis pengukuran dipengaruhi oleh nilai KB (Kelly
Burshing) dan juga jenis sumur yang digunakan ada jenis sumur vertikal dan
juga sumur miring (directional), sehingga hal ini akan berpengaruh pada
referensi yang digunakan saat melakukan perhitungan.
Gambar 19. Input Referensi Untuk Sumur Vertikal
Referensi pada sumur vertikal
54
32
Gambar 20. Masukkan Referensi Untuk Sumur Deviasi
b. Badhole flag
Merupakan tahap untuk melihat kondisi lubang bor saat dilakukan
pengukuran, tahap yang diperlukan adalah membuat turunan nilai log caliper
(caliper derivatif) dan melakukan set badhole flag berdasarkan informasi
bitsize dan log caliper.
Gambar 21. Modul Caliper Derivatif
Referensi pada sumur directional
Input/output
perhitungan
caliper
derivatif
55
32
Gambar 22. Modul Badhole Computation
c. Pre-calculation
Tahap ini sangat penting dilakukan karena dengan melakukannya
maka nilai tekanan, temperatur maupun mud properties formasi dapat
diketahui. Perhitungan ini dilakukan berdasarkan prinsip perhitungan gradient
tekanan dan gradient temperatur yang diinterpolasi. Pada penelitian ini penulis
menggunakan modul envi Run.no.
Gambar 23. Modul Pre-calculation
56
33
d. Koreksi Lingkungan
Koreksi lingkungan dilakukan terhadap data log yang rentan pada
kondisi lingkungan lubang bor, koreksi ini perlu dilakukan karena kondisi
lubang bor tiap formasi berbeda-beda, fase pengambilan data berbeda-beda
dan juga jenis perangkat log yang berbeda antara jenis satu dengan yang
lainnya. Koreksi pada penelitian ini dilakukan berdasarkan prinsip
perhitungan Schlumberger Chart. Data log yang dilakukan koreksi adalah
log GR, NPHI, RHOB, dan log Resistivitas.
Gambar 24. Modul Koreksi Log GR
57
34
Gambar 25. Modul Koreksi Log NPHI
Gambar 26. Modul Koreksi RHOB
Density FDC
Density LDT
58
48
Gambar 27. Modul Koreksi Log Resistivitas
4.4.2 Tahap Pengolahan Lanjutan
Tahap pengolahan lanjutan dilakukan untuk melakukan zonasi,
parameter picking, multimin model, multimin analisis, reservoar cut-off, rock
typing berdasarkan tipe kurva litologi. Perhitungan parameter petofisika pada
penelitian ini dilakukan berdasarkan multimineral analisis dari proses parameter
picking dan analisis XRD-SEM.
4.4.2.1 Zonasi dan Parameter Picking
Zonasi dilakukan berdasarkan data geologi marker sedangkan
parameter picking dilakukan dengan membuat digram ternary untuk
menghitung nilai dry clay di tiap sumur. Pada prinsipnya perhitungan pada
parameter picking menggunakan persamaan 29 dan 30.
RHOBdryclay (29)
NPHIdryclay (30)
59
49
Sebelum memperoleh nilai parameter wetclay nilai parameter RHOB
dryclay perlu dihitung berdasarkan nilai XRD sumur IX-4 menggunakan
persamaan 31
dryclay = illite.Villite + kaolinite.Vkaolinite (31)
4.4.2.2 Multimineral Analisis
Tahap perhitungan parameter petrofisika berdasarkan tahap awal
pengolahan, data-data yang digunakan dalam analisis ini adalah hasil pre-
calculation, Environmental Corrections dan Parameters Picking. Adapun
modul tahap ini terdapat pada Gambar 28.
Gambar 28. Modul Analisis Parameter Multimineral
60
50
4.4.2.3 Analisis Tipe Batuan (Rock type) R35 Winland dan HFU
Perhitungan nilai log R35 (persamaan 21) pada sumur yang memiliki
nilai porositas dan permeabilitas dan menyebarkan pada plot pore throat
R35 metode Winland kemudian melakukan analisis. Metode HFU juga
dilakukan dengan melakukan perhitungan dengan persamaan 22, 23, 24 dan
25, setelah memperoleh jenis rock type lalu melakukan propagasi rocktype
pada interval yang tidak memiliki analisis lab menggunakan modul
facimage dengan metode neural network dan juga fuzzy logic.
Gambar 29. Modul Facimage Neural Network
Gambar 30. Modul Fuzzy Logic
61
51
4.4.2.4 Perhitungan Komponen Metode SMLP
Dilakukan perhitungan berdasarkan persamaan 26, 27 dan 28 lalu
membuat kurva HCPV, Flow unit dan total storage terhadap kedalaman.
4.4.2.5 Lumping
Dilakukan untuk memperoleh nilai parameter petrofisika
berdasarkan nilai cut-off porositas, volume wetclay dan saturasi yang telah
ditentukan berdasarkan data DST (drill steam test).
Gambar 31. Modul Pay Summary
62
32
4.5 Diagram Alir Penelitian
Adapun diagram alir penelitan tugas akhir kali ini adalah:
Gambar 32. Diagram Alir Penelitian
63
Diagram alir penelitian kali ini dapat dilihat pada Gambar 32.
33
4.6 Jadwal Penelitian
Penelitian Tugas akhir yang dilakukan kali ini memiliki jadwal sesuai
Tabel 11 berikut:
Tabel 11. Jadwal Penelitian Tugas Akhir
No Kegiatan
Waktu (Minggu ke-)
Januari Februari Maret April
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
1 Studi literatur dan persiapan data penelitian
2 Loading data, QC dan data preparation
3 Zonasi, parameter picking dan Picking litologi
4 Pembuatan model multimin dan Analisis
multimineral
5 Pembuatan model rock type dan analisis
6 Analisis cut-off dan lumping
7 Analisis Reservoir Performance
Dan penyusunan Laporan skripsi
8 Bimbingan dan Seminar Usul
10 Revisi dan Bimbingan Hasil
11 Seminar Hasil
12 Fixasi dan Sidang Komprehensif
64
34
BAB VI.
KESIMPULAN DAN SARAN
6.1 Kesimpulan
Adapun kesimpulan dari penelitian ini adalah sebagai berikut:
1. Dari 5 sumur yang dilakukan analisis ditemukan 8 zona
hidrokarbon, 6 diantaranya tervalidasi oleh data DST (Drill Steam
Test).
2. Metode tipe batuan (rock type) yang digunakan pada penelitian ini
adalah metode HFU (Hydraulic Flow Unit), karena koefisien
korelasi antara porositas dan permeabilitas >0,75.
3. Tipe batuan (rocktype) yang paling dominan pada penelitian ini
yaitu rocktype 12 dengan jenis pori yaitu mesopori.
4. Kualitas yang baik dari ke-8 reservoar hidrokarbon ditunjukkan
dengan semakin besarnya laju aliran fluida dan juga kapasitas total
storage. Kurva SMLP menggambarkan keadaan reservoar yang
dapat digunakan untuk penentuan zona perforasi maupun zona
produksi.
80
6.2 Saran
Dibutuhkan data core lainnya seperti data MICP (tekanan kapiler dan
wetting phase saturation) pada interval litologi sandstone agar dapat dihubungkan
dengan jenis rocktype yang diperoleh dan dapat dilakukan validasi menggunakan
persamaan J-function.
124
81
DAFTAR PUSTAKA
Archie, G.E., 1941, The electrical resistivity log as determining some characteristics,
Transactions of the American Institute of Mining, Metallurgical and Petroleum
Engineers 146, 54-62.
Amaefule, J.O., Altunbay, M., Tiab, D., dan Keelan, D.K.,1993, Enchanced Reservoir
Description: Using Core and Log Data to Identify Hydraulic (Flow) Unit and
Predict Permeability in Uncored Interval/well, SPE 26436, Proceeding SPE
Annual Technical and Exhibition in Houston, Texas.
Atlas. B., 1982, Well Logging and Interpretation Techniques, Dresser Industries Inc,
Dresser Atlas Division.
Buraq, A.A., dan Nasser., M.E., 2013, Investigation of Reservoir Flow Unit and
Rock Types of Mishrif Formation in Amara Oil Field and Prediction of
Performance, Iraqi Journal of Science, University of Baghdad, Iraq.
Clavier, C., Coates, G., dan Dumanoir, J., 1984, Theoretical and Experimental Bases
for the Dual-Water Model for Interpretation of Shaly Sand, SPE Journal, v.24,
no.2, p. 153-168.
Chapman, 1976, Petroleum Geology a Concise Study, Amsterdam: Elsevier Scientific
Publishing Company.
Crain, E. R., 2012, Crain Petrophysical Handbook, (www.spec2000.net diakses pada
tanggal 30 januari 2017, informasi yang diambil tentang water saturation).
Cannon, D.E., dan Coates, G.R., 1990, “Applying Mineral Knowledge to Standard
Log Interpretation”, AAPG journal.
Chiceng, X.U., 2012, Rock Classification in Carbonate Reservoirs Based on Static
and Dynamic Petrophysical Properties Estimated from Conventional Well Logs,
Proceeding SPE Annual Technical Exhibition in Houston, Texas.
Doveton, J H., 1986, Log Analysis of Subsurface Geology, John Wiley and Sons Inc,
USA.
82
Dwiyono, IF., dan Winardi Sarju., 2014, Kompilasi Metode Water Saturation
Dalam Evaluasi Formasi, Proceeding Semnas Kebumian Ke-7, Yogyakarta.
Dewanto, O., 2016, Petrofisika Lab, Lampung, Universitas Lampung.
Ebanks, W. J., 1987, The Flow Unit Concept-An Integrated Approach to Projects
Reservoir Description for Engineering. Am. Assoc. Geol. Annual
Convention.
Glover. P., 2010, “Petrophysics Msc Petroleum Geology”, Departemen Geology
dan Petroleum, University of Aberdeen, UK.
Gunter, G. W., Amoco, EPTG., dan Finneran, J. M., 1997, Early Determination of
Reservoir Flow Units Using an Integrated Petrophysical Method, SPE
38679, Proceeding SPE Annual Technical and Exhibition in Houston,
Texas.
Haryoko, 2003, Dasar Interpretasi Log, Pertamina, Yogyakarta.
Herbudiyanto. S., 2016, Geologi Regional Pertamina Versi 2, PT. PHE ONWJ,
Jakarta.
Harsono. A., 1997, Pengantar Evaluasi Log, Schlumberger Data Services,
Jakarta.
Herdiansyah, F., Abdurrokhim, A., dan Syafri, I., 2016, Bulletin of Scientific
Contribution Low Resistivity Zone Pada Reservoir Batupasir Formasi
Cibulakan Atas Cekungan Jawa Barat Utara, Teknik Geologi
Universitas Padjajaran, Jakarta, Volume 14 No. 1.
Kimminau, S., LaVigne, J., Singer, J., and Wendel, F., 1986, “A Coherent
Framework for Developing and Applying Multiple Formation Evaluation
Models”, AAPG Journal.
Koesoemadinata, R.P. 1978, Geologi Minyak dan Gas Bumi Edisi kedua Jilid 1
dan 2. ITB : Bandung.
Laporan Internal dan PPT PT. PHE ONWJ (2009-2016).
Martin, A.J., Solomon, S.T., Hartmann, D.J., 1997, Characterization of
petrophysics flow units in carbonate reservoirs, AAPG Bulletin, page: 734-
759.
Martono, 2004, Prinsip Pengukuran Logging (Dokumen RecsaLOG), Bandung.
Marett and Kimminau, 1989, Logs, Charts, and Computers: The History of Log
Interpretation Modelling, Laser Symposium.
83
Noble, R. A., 1997, Differentation of oils from the NW Java Basin into three oil
types based on biomarker composition, Proceedings of an International
Conference on Petroleum Systems of SE Asia & Australia: Indonesian
Petroleum Association, p. 585-600.
Rider, M., 2002, The Geological Interpretation of Well Logs. Second Edition,
Sutherland, Skotlandia.
Saputro, J., Utama, W., dan Baskaraputra, F., Evaluasi Formasi Dari Estimasi
Permeabilitas Pada Reservoar KarbonatReef Built-Up Menggunakan
Artificial Neural Network Berdasarkan Data Log. Journal Teknik POMITS,
p. 1-5.
Schlumberger, 1972, The Essentials of Log Interpretation Practice, Service
Techniques Schlumberger, France.
Schlumberger., 1986, Log Interpretation Charts, Schlumberger Well Services,
USA.
Syarif, A., Hudiman, A., Amin, MAN., dan Budiarto, ZI., 2015, “Rock Type
Clasification Of Tarakan And Santul Formation, Bunyu Field, Tarakan
Basin”, Jurnal Teknologi Minyak dan Gas Bumi, JTMGB Voume 9 No. 3 P
121-130.
Shabaninejad, M., dan Haghighi, BM., 2011, “Rock Typing and Generalization of
Permeability-Porosity Relationship For an Iranian Carbonate Gas
Reservoir” Society of Petroleum Engineers Paper No. 15089, Annual
International Conference and exhibition.
Telford, W M., Geldart, L.P dan Sheriff R. E., 1990, “Applied Geophysics, Second
edition”, United State of America: Cambridge University Press.
Triwibowo, B., 2010, Cut-off Porositas, Volume Shale, dan Saturasi Air untuk
Perhitungan Netpay Sumur O Lapangan C Cekungan Sumatra Selatan,
UPN, Jurnal Ilmiah MTG, Vol. 3, No. 2, Juli 2010.
Sumber data dan Peta data Penelitian PT. PHE ONWJ.