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 HIMATG 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
Menggunakan
Nilai
Metode
Temperatur Log
dan
Formasi Termal
Pada di
Sumur Daerah
Minyak „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)
Q.S Al-Mujadalah ayat 11
(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 kuasaNya 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 ............................................................................... 1.2 Tujuan............................................................................................. 1.3 Batasan Masalah ............................................................................. 1.4 Manfaat...........................................................................................
1 3 4 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
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
xvii xviii
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
xvii 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.
2
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
3
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.
4
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.
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.
Observation field
1 5
30
I
KALIMANTAN
A ER AT
5
Gas pipeline Compres sion
M SU
KM
W LA SU
ES
JAV A
East Asset PHE ONWJ) Gambar 1. Peta Lokasi Lapangan Penelitian (Laporan Internal West Asset BRAVO FIELD
6
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
7
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 bagianbagian 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
8
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.
Sunda Platform ASRI
YANI-NST
CENTRAL ARJUNA
SUNDA
SOUTH ARJUNA
JATIBARANG CIPUTAT
TWT Scale
KEPUH PASIR BUNGUR
CIPUNEGARA
<0.5 sec 0.5-1.0 1.01.5
1.52.0-2.5 2.0
2.5>3.0 3.0 sec
Gambar 2. Peta Struktur Waktu yang Menunjukkan Unsur Tektonik dan Sub-Cekungan Pada Cekungan ONWJ(Noble dkk, 1997)
9
10
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
11
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
12
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
13
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.
14
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
15
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 sepanjang batas Selatan dari Kraton Sunda, tipe struktur geologi dan
sedimen
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
16
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 dipclosure, 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.
17
LEGEND CENTRAL N. W. JAVA Petroleum Systems Basement 8500 ft Mature source Rock O & G to field Migration Pathways 0
15
20 KM
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 sebagai lapisan penutup ialah batu lempung dan batuan evaporit.
baik
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
Dimana: : porositas efektif (v/v) Vsh
: volume shale (%)
GRfluid
: GR fluida
(1)
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 nonreservoar, 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)
Keterangan matrix
fluid
+
shale.Vsh
+
fluid.
e + RHOB
(2)
: : densitas matriks batuan (g/cc) : 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
Keterangan
:
HImatrix
: Hidrogen indeks matriks
HIfluid
: Hidrogen indeks fluida
(3)
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) Montmorillonite 0.8-1.5 0.24 Illite 0.1-0.4 0.24 Chlorite 0-0.1 0.51 Kaolinite 0.03-0.06 0.36
Densitas (g/cc) 2.45 2.65 2.8 2.65
Unsur Minor Ca, Mg, Fe K, Mg, Fe, Ti Mg, Fe
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 parameterparameter 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 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)
(5)
33
Langkah selanjutnya setelah IGR didapat yakni menghitung volume shale (Vsh), yaitu memakai hubungan IGR dengan Vsh.
GR
GR Min
GR Max
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 =
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) Baik (good) 15-20 Sangat baik (very good) 20-25 Istimewa (excellent) <75
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 : saturasi water true
t
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 Macroporous Mesoporous Microporous Nanoporous
>10 2.5-10 0.5-2.5 0.2-0.5 <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 halhal 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 SubCekungan 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 ke5 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 berdasarkan oil rate dan gas rate.
zona hidrokarbon
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
V
V
V
V
BASEMENT
V
V
V
V
METAMORPHIC SCHIST
V
V
V
V
Basement
Development
Oil Producer
2
IX-4
Vertical
Development
Temporarily Suspended Oil
3
IX-7
Vertical
Development
Deviated
Development
Deviated
Exploratory
Temporarily P & A oil Well Temporarily Plugged Oil And Gas Well Temp. Suspended O & G Well
IX-13
V
Formation at TD
Vertical
5
V
Well Status
IX-A1
IX-8
V
Well Classification
1
4
V
Digital Log (LAS) V
Vert / Directional
METAMORPHIC BASEMENT BASEMENT
Mud Comp. Log Log
Well Survey
Core Analysis Well Name IX-A1 IX-4 IX-7 IX-8 IX-13
XRD
CCAL
SWC
SCAL RCAL SCAL RCAL V V V V V V V V V V V V V
Photograph
DST
Petrography
V V V V
V V V V V
V V
HC Fluid Analysis
V V V V
52
53 32
Sedangkan untuk kelengkapan data Las dapat dilihat pada Tabel 10. Tabel 10. Kelengkapan Data Las No 1 2 3 4 5
Well Name IX-A1 IX-4 IX-7 IX-8 IX-13
Cal
GR
V V V V V
V V V V V
Resistivity (Ohmmeter) RHOB NPHI SN ILD ILS MSFL V V V V V V V V V V V V V V V V V V V V V V V V V V V
DRHO/PEF 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.
Hasil input data
Gambar 18. Tampilan Loading Data
54 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.
Referensi pada sumur vertikal
Gambar 19. Input Referensi Untuk Sumur Vertikal
5532
Referensi pada sumur directional
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.
Input/output perhitungan caliper derivatif
Gambar 21. Modul Caliper Derivatif
56
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
33 57
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
5834
Gambar 25. Modul Koreksi Log NPHI
Density FDC
Density LDT
Gambar 26. Modul Koreksi RHOB
5948
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
NPHIdryclay
(29)
(30)
60 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 precalculation, Environmental Corrections dan Parameters Picking. Adapun modul tahap ini terdapat pada Gambar 28.
Gambar 28. Modul Analisis Parameter Multimineral
61 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
51 62
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
63 32
4.5
Diagram Alir Penelitian Diagram penelitian kali ini dapat padainiGambar Adapun alir diagram alir penelitan tugas dilihat akhir kali adalah:32.
Gambar 32. Diagram Alir Penelitian
64 33
4.6 Jadwal Penelitian Penelitian Tugas akhir yang dilakukan kali ini memiliki jadwal sesuai Tabel 11 berikut: Tabel 11. Jadwal Penelitian Tugas Akhir Waktu (Minggu ke-) No
Kegiatan
Januari 1
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
Februari 2
3
4
Maret 5
6
7
8
April 9
10
11
12
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.
80 124
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.
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: 734759. 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.
