PEMETAAN BAWAH PERMUKAAN DAN PERHITUNGAN CADANGAN HIDROKARBON LAPANGAN ”KYRANI” FORMASI CIBULAKAN ATAS CEKUNGAN JAWA BARAT UTARA DENGAN METODE VOLUMETRIK 1
2
3
Rani Widiastuti , Syamsu Yudha , Bagus Jaya Santosa 1*
Institut Teknologi Sepuluh Nopember, Surabaya, Indonesia
[email protected] 2 PERTAMINA EP Region Jawa, Cirebon, Indonesia 3 Institut Teknologi Sepuluh Nopember, Surabaya, Indonesia
Abstrak Telah dilakukan penelitian yang bertujuan untuk menentukan penyebaran reservoar menggunakan peta bawah permukaan dan menghitung besarnya cadangan hidrokarbon dengan metode volumetrik. Metodologi penelitian ini adalah menentukan litologi dari data log yang digunakan sebagai dasar korelasi antar sumur dan menghitung nilai saturasi air serta porositas dengan persamaan Archie. Kemudian nilai tersebut digunakan untuk menghitung volume reservoar dengan metode volumetrik, sedangkan potensi cadangan hidrokarbon dihitung menggunakan persamaan IOIP. Dari analisa data dan pembahasan diinterpretasikan bahwa Lapisan “R” merupakan lapisan produksi yang menghasilkan minyak dari reservoar batugamping di Formasi Cibulakan Atas. Batugamping penyusun merupakan batugamping terumbu dengan arah penyebaran Baratlaut-Tenggara. Karakterisasi reservoar telah dilakukan dengan data sumur dan seismik, reservoar tersebut umumnya mempunyai nilai porositas 19% dan saturasi air 20%. Hasil perhitungan cadangan dengan metode perhitungan volumetrik dari reservoar tersebut sebesar 179.034.949,96 STB. Kata kunci : petrofisik, volume bulk, IOIP
1. Pendahuluan
berkesinambungan didalam sebuah sumur. Untuk dapat melakukan interpretasi log dengan baik harus dipahami sifat–sifat kurva dari setiap jenis log serta kondisi–kondisi yang berpengaruh terhadap bentuk kurva yang bersangkutan. Dengan demikian, kesimpulan yang dihasilkan diharapkan tidak jauh dari kondisi sebenarnya. Berikut ini adalah macam–macam wireline log yang biasa digunakan dalam evaluasi suatu formasi :
Well Logging merupakan data rekaman parameter-parameter fisika dalam lubang bor terhadap kedalaman sumur, data logging tersebut dapat dikonversi untuk memberikan informasi secara kualitatif maupun kuantitatif tentang formasi batuan pada sumur dan jumlah cadangan minyak bumi yang dapat diproduksi. Dan dari data seismik nantinya juga akan dapat diketahui penampang seismik yang mencirikan karakteristik batuan reservoar. Dalam menentukan petrofisik reservoar yang terlebih dahulu dilakukan yaitu menentukan litologi dari lapangan “Kyrani” dengan menggunakan data log yang diberikan kemudian dilakukan korelasi antar sumur agar dapat diketahui kondisi bawah permukaannya. Tujuan dari penelitian ini adalah menentukan pola penyebaran reservoar, memetakan penyebaran reservoar yang meliputi peta time structure, peta depth structure, peta isopach serta peta netpay, dan menghitung besarnya cadangan hidrokarbon yang terkandung di lapisan “R”.
2.1 Log Spontaneous Potential (SP) Log SP merupakan rekaman beda potensial formasi. Tools SP mengukur beda potensial antara sebuah elektroda yang ditempatkan di permukaan tanah dengan suatu elektroda yang bergerak dalam lubang sumur. Tools SP beroperasi berdasarkan arus listrik, maka lumpur pengeboran yang digunakan harus bersifat konduktif. Dalam evaluasi formasi Log Sp biasa digunakan untuk mengidentifikasi zona permeable dan non permeable serta untuk korelasi well to well
2. Wireline Logging Log adalah suatu grafik kedalaman atau waktu dari satu set data yang menunjukkan parameter yang diukur secara
2.2 Log Gamma Ray (GR) Prinsip log GR adalah perekaman sifat radioaktif alami bumi. Radioaktivitas GR berasal dari 3 (tiga) unsur radioaktif utama
yang ada di dalam batuan, yaitu Uranium-U, Thorium-T dan Potassium-K, yang secara kontinyu memancarkan GR dalam bentuk pulsa-pulsa energi radiasi tinggi. Sinar gamma ray ini mampu menembus batuan dan dideteksi oleh sensor sinar gamma yang umumnya berupa detektor sintilasi. Setiap GR yang terdeteksi akan menimbulkan pulsa listrik pada detektor. Parameter yang direkam adalah jumlah dari pulsa yang tercatat persatuan waktu. Kegunaan Log GR, antara lain : 1. Evaluasi kandungan serpih (Vsh) 2. Menetukan lapisan permeabel. 3. Korelasi antar sumur. 2.3 Log Resistivitas Resistivitas suatu medium adalah tahanan atau hambatan yang diberikan oleh medium tersebut terhadap arus listrik yang melaluinya, semakin besar hambatan yang diterima semakin besar pula resistivitasnya. Log resistivity (log tahanan jenis) bekerja untuk merekam daya hantar listrik sebuah batuan, semakin kecil tahanan jenis batuan, maka daya hantar listriknya semakin besar. Butiran dan matrik batuan dapat dianggap tidak menghantarkan listrik, maka log tahanan jenis dapat mengetahui jenis fluida yang mengisi pori-pori batuan. Log resistivitas dugunakan untuk mengukur resistivitas batuan yang dibor serta dipakai untuk mengidentifikasi zona-zona yang mengandung hidrokarbon 2.4 Log Densitas Log densitas menggunakan prinsip kerja Compton Scatering. Pada kejadian hamburan Compton, foton sinar gamma bertumbukan dengan elektron dari atom di dalam batuan, foton akan kehilangan tenaga karena proses tumbukan dan dihamburkan ke arah yang tidak sama dengan arah foton awal, sedangkan tenaga foton yang hilang sebetulnya diserap oleh elektron sehingga elektron dapat melepaskan diri dari ikatan atom menjadi elektron bebas (Adi Harsono, 1997). Aplikasi log densitas antara lain : 1. Identifikasi batuan secara kuantitatif. 2. Identifikasi adanya kandungan gas. 3. Menderteminasi densitas batuan 2.5 Log Neutron Log neutron termasuk juga alat porositas dan pada prinsipnya untuk menentukan formasi yang porous dan penentuan porositas. Alat ini disebut alat neutron terkompensasi (Compensated Neutron Tool) atau disingkat dengan CNT.
Tanggapan alat neutron terutama mencerminkan banyaknya atom hidrogen di dalam formasi. Karena minyak dan air mempunyai jumlah hidrogen (per unit volume) yang hampir sama, neutron akan memberikan tanggapan porositas fluida dalam formasi bersih. Tetapi neutron tidak dapat membedakan atom hidrogen bebas dengan atom hidrogen yang secara kimia terikat pada mineral batuan, sehingga tanggapan alat neutron pada formasi lempung yang banyak mengandung atom hidrogen dalam susunan molekulnya berakibat seolah-olah porositasnya lebih tinggi (Adi Harsono, 1997). 2.6 Interpretasi Kualitatif dan Kuantitatif Para ahli geologi telah sepakat bahwa penentuan lingkungan pengendapan dapat dilihat dari bentuk kurva log terutama log gamma-ray (GR) dan spontaneous potensial (SP). Tidak adanya bentuk kurva log yang unik dari setiap lingkungan pengendapan membuat interpretasi berdasarkan data tersebut sangat beresiko tinggi. Interpretasi lingkungan pengendapan yang cukup akurat didapat dari data core. Interpretasi data wireline log secara kuantitatif dengan mengamati bentuk defleksi kurva menggunakan rumus perhitungan. Metode ini dapat digunakan untuk menentukan porositas, permeabilitas, saturasi air, saturasi hidrokarbon maupun kandungan shale dalam reservoar. Parameter yang dihitung dalam analisis ini berupa kandungan serpih (Vsh), Porositas (∅), dan Saturasi air (Sw). a.
Porositas Penentuan harga porositas pada lapisan reservoar menggunakan gabungan harga porositas dari dua kurva yang berbeda, yaitu porositas densitas (φD) yang merupakan hasil perhitungan dari kurva RHOB dan porositas neutron (φN) yang dibaca dari kurva NPHI. ρ − ρb ……….……(2.1) Φ D = ma ρ ma − ρ f
ϕ DN =
ϕD2 +ϕN 2
................(2.2) 2 Dimana : φD = porositas densitas ρm = densitas matriks batuan, batupasir 2.65 dan batugamping 2.71 ρb = densitas bulk batuan, dari pembacaan kurva log RHOB ρf = densitas cairan lumpur pemboran, dibaca dari data header log
φN = porositas neutron
φDN
1.
= porositas densitas neutron
b.
Saturasi air Saturasi atau kejenuhan air formasi adalah rasio dari volume pori yang terisi oleh air dengan volume porositas total (Adi Harsono, 1997). a F= ........................(2.3)
φm
S
w
=
F × Rw Rt
.............(2.4)
Dimana : F = Faktor Resistivitas Formasi a = Koefisien litologi (batugamping a=1, batupasir a=0.65) φ = porositas densitas neutron m = Faktor sementasi (batugamping m=2, batupasir m=2.15) Sw = Saturasi air formasi F = Faktor formasi Rw = Resistivitas air formasi Rt = Resistivitas formasi, dibaca dari kurva resistivitas c.
Volume Shale Volume Shale merupakan kandungan shale pada formasi. GR log − GR min .....(2.5) Vsh = GR max − GR min Dimana: GRlog = nilaiGR pada data log GRmax = nilai GR maksimum, GRmin = nilai GR minimum 2.7 Metode pendekatan perhitungan volume bulk Perhitungan volume reservoar dilakukan dengan menggunakan persamaan trapezoidal atau piramidal, yang dipengaruhi rasio luas antara kontur satu dengan kontur yang berada diatasnya. Perbandingan antara luas area diatas dan dibawah tersebut dikenal dengan rasio area yang dirumuskan sebagai berikut: A Rasio = n +1 …….………..(2.6) An Dimana : An = Luas area yang dilingkupi kontur 2 n (m ) An+1 = Luas area yang dilingkupi 2 kontur n+1 (m ) Pendekatan metode dalam perhitungan bulk volume (Vb) reservoar dari net isopach map yaitu:
Metode Piramidal Metode ini digunakan bila harga perbandingan antara kontur yang berurutan kurang atau sama dengan 0,5 atau A( n + 1) < 0,5 . Dimana persamaan yang An digunakan adalah: h Vb = × [ An + A( n + 1) + An × A(n + 1) ] ....(2.7) 3 Dimana : Vb = Bulk Volume (acre.ft) An = Luas daerah yang dikelilingi kontur ke-n (acre) An+1 = Luas daerah yang dikelilingi oleh kontur ke n+1 (acre) h = Interval kontur isopach (feet) 2. Metode Trapezoidal Metode ini digunakan bila harga perbandingan antara kontur yang berurutan A( n + 1) > 0,5 . Dimana lebih dari 0,5 atau An persamaan yang digunakan adalah: h Vb = × [ An + A( n + 1)] ............(2.8) 2 Dimana : Vb = Bulk Volume (acre.ft) An = Luas daerah yang dikelilingi kontur ke-n (acre) An+1 = Luas daerah yang dikelilingi oleh kontur ke n+1 (acre) h = Interval kontur isopach (feet) 2.8 Penentuan Cadangan Hidrokarbon dengan metode volumetrik Pada metode ini perhitungan didasarkan pada persamaan volume, data-data yang menunjang dalam perhitungan cadangan ini adalah porositas dan saturasi hidrokarbon. Persamaan yang digunakan dalam metode volumetris adalah IGIP (Initial Gas In Place) atau IOIP (Initial Oil In Place). 1. Initial Oil In Place ( IOIP) Vb × φ × (1 − Sw) IOIP = × 7758Bbl ......(2.9) Boi Dimana : IOIP = Initial Oil in Place (STB, Stock Tank Barrels) 7758= Faktor konversi dari acre.ft ke barrels Vb = Volume Bulk dari reservoar (acre.ft) Ø = Porositas sesungguhnya (%) Sw = Saturasi air (%) Boi = Oil formation volume factor (STB/bbls) 2.
Initial Gas in Place (IGIP) Vb × φ × (1 − Sw) IGIP = × 43560MCF .......(2.10) Bgi
Dimana : IGIP = Initial Gas in Place (SCF, Standart Cubic Feet) 43560 = Faktor konversi dari acre.ft ke cubic.ft Vb = Volume Bulk dari reservoar (acre.ft) Ø = Porositas sesungguhnya (%) Sw = Saturasi air (%) Bgi = Gas formation volume factor (SCF/cuft) 3. Metodologi Tahapan Penelitian Tahapan-tahapan yang dilakukan dalam tugas akhir ini yaitu : 3.1 Studi Pustaka Studi pustaka ini dilakukan untuk mengetahui beberapa referensi yang telah dilakukan oleh para peneliti-peneliti terdahulu didaerah yang sama. Studi pustaka juga dilakukan pada beberapa referensi yang mendukung penelitian ini secara keilmuan sehingga dalam pembahasannya akan ditunjang dengan latar belakang serta teori yang kuat. Studi pustaka pada daerah penelitian dilakukan secara regional agar permasalahan-permasalahan yang ada dapat segera dirumuskan dan diselesaikan dalam bentuk laporan tugas akhir. 3.2 Pengumpulan Data Pengumpulan data dilakukan secara sistematis dengan memperhatikan aspekaspek keperluan yang akan diperoleh dari data tersebut. Data yang dikumpulkan meliputi data primer dan data sekunder sebagai pembanding dan pengumpulannya akan diusahakan dan disimpan dalam bentuk softcopy dan hardcopy
Gambar 1 Diagram alir metodologi
Data yang diperoleh antara lain : - Data Log Data log yang digunakan adalah 11 data log Gamma ray (GR), log Neutron, log density, log resistivity, dari lapangan “Kyrani” sumur “RR_15”, “RR_08”, “RR_10”, “RR_07”, “RR_06”, “RR_03”, “RR_24”, “RR_29”, “RRL_15”, “RR-L_01” dan “RR-L_03”. - Data Penampang Seismik Data Penampang seismik yang digunakan adalah data seismik 3 dimensi yang dirunning pada tahun 2004. 3.3 Pengolahan dan Analisa data Data yang sudah terkumpul kemudian dianalisis sebagai pedoman untuk pembahasan. Pengolahan data tersebut meliputi :tahapan interpretasi, korelasi, picking fault, picking horizon, pembuatan peta bawah permuukaan dan perhitungan cadangan hidrokarbon. a. Tahapan Interpretasi litologi Data yang digunakan berupa data log dan data seismik. Interpretasi ini dilakukan untuk mengetahui jenis litologi yang terdapat pada daerah telitian, karakteristik reservoar secara vertikal, kemenerusan lapisan dan penyebarannya secara horizontal yang diperoleh dari data seismik. b. Tahapan Korelasi Korelasi log sumur pada formasi Cibulakan Atas dari data log yang digunakan adalah korelasi stratigrafi dengan satu lintasan. Korelasi ini membahas tentang lingkungan pengendapan pada Lapangan “R” berdasarkan sikuen stratigrafi c. Tahapan picking horizon Picking horizon pada data seismik dilakukan untuk mengikuti kemenerusan lapisan yang diteliti, yaitu lapisan “R”. d. Tahapan Analisa Petrofisika Analisa petrofisika dilakukan untuk memperoleh nilai properti dari reservoar seperti porositas, saturasi air, densitas, serta memperkirakan kandungan fluida dalam lapisan yang diteliti menggunakan Microsoft Excel. e. Pembuatan Peta bawah permukaan Pembuatan peta-peta bawah permukaan berdasarkan data log sumur dan seismik yang meliputi peta time structure, depth structure, isopach dan netpay untuk mengetahui karakteristik dari formasi. f. Perhitungan Cadangan Perhitungan cadangan dilakukan berdasarkan data petrofisika dan peta netpay, menggunakan metode perhitungan volumetrik.
4. Hasil dan Pembahasan 4.1 Interpretasi Litologi Berikut interpretasi litologi dari sumur “RR_06” berdasarkan crossplot Log NPHIRHOB:
Gambar 2 Crossplot Log NPHI-RHOB sumur “RR_06” Lapisan R terdapat pada interval -1765mbpl sampai -1867mbpl yang merupakan batugamping terumbu dari Mid Main Carbonate (MMC) Formasi Cibulakan Atas dengan perselingan serpih dan batupasir diantaranya pada interval -1700mbpl sampai -1765mbpl, 1867mbpl sampai -1878mbpl, -1885mbpl sampai -1950mbpl. 4.2 Korelasi Data log yang dianalisa adalah data log Gamma Ray, SP, Resistivity, RHOB, NPHI, dan log sonic. Korelasi yang dilakukan adalah korelasi struktur dan korelasi stratigrafi yang menggunakan tujuh marker yaitu Marker SB1, MFS1, FS11, FS12, SB2, FS21, MFS2. Pada korelasi stratigrafi marker MFS2 berfungsi sebagai datum karena dapat dijumpai disetiap sumur pada Lapangan “Kyrani”. Marker SB (Sequence Boundary) ditentukan berdasarkan pola kurva log GR yang berubah dari bawah keatas secara tibatiba dari harga GR yang sedang–tinggi kearah GR yang rendah yang menunjukkan bahwa terjadi perubahan litologi dari imperpemeable yang diinterpretasikan sebagai shale kelitologi permeabel yang diinterpretasikan sebagai batugamping. Marker MFS (Maximum Flooding Surface) ditentukan berdasarkan perubahan nilai pada log gamma ray dari yang bernilai rendah menjadi tinggi pada log gamma ray dan adanya perubahan pola log dari blocky menjadi bell shape yang menunjukkan perubahan dari batugamping terumbu menjadi batugamping klastik dengan sisipan shale.
Marker FS (Flooding Surface) ditentukan berdasarkan pola kurva log GR yang berubah dari bawah keatas secara tibatiba dari harga GR yang rendah–sedang kearah GR yang sedang-tinggi yang menunjukkan bahwa terjadi perubahan muka air laut secara cepat dan penyebarannya tidak luas. Gambar korelasi struktur pada lapangan “Kyrani” dapat dilihat pada Lampiran (Gambar 1). 4.3 Well-Seismic Tie Well Seimic Tie merupakan pekerjaan meletakkan horizon seismik (dalam skala waktu) pada posisi kedalaman yang sebenarnya (Vail san Mitchum, 1977) agar dapat dikorelasikan dengan data geologi lain dan diplotkan pada skala kedalaman dengan memindahkan data sumur ke dalam data seismik sehingga akan diketahui penempatannya. Pengikatan ini bertujuan untuk mengetahui top formasi yang diteliti pada penampang seismik. Metode yang digunakan dalam well seismic tie penelitian kali ini adalah metode checkshot dengan menggunakan survei kecepatan (velocity survey) dan travel time. Data checkshot yang digunakan pada WellSeismic Tie ini adalah data dari sumur ”RR_06” (Lampiran Gambar 2). Berdasarkan Well-Seismic Tie dapat dilihat bahwa lapisan R berada pada time 1725 TVDSS sedangkan lapisan BRF pada time 1875 TVDSS. 4.4 Interpretasi Struktur Pada lapangan “Kyrani” terdapat 25 struktur sesar yang dapat diinterpretasikan sebagai sesar normal dengan arah relatif Utara-Selatan dan Timurlaut-Baratdaya. Didalam sistem petroleum sesar-sesar tersebut berperan sebagai perangkap struktur (structure trap), dimana hidrokarbon yang mengalami migrasi akan terjebak didalam perangkap struktur tersebut. Adanya perangkap struktur di daerah telitian menyebabkan hidrokarbon yang terakumulasi didalamnya menjadi cukup besar (Lampiran Gambar 3) 4.5 Picking Horizon Setelah dilakukan pengikatan data seismik dengan data sumur kemudian dilakukan picking horizon dengan melihat kemenerusan reflektor dengan ciri-ciri wavelet yang menandakan kemenerusan lapisan ”R” pada lapangan ”Kyrani” formasi Cibulakan Atas. Picking Horizon sangat mempengaruhi harga TWT (two way time) sehingga diperlukan seismogram sintetik. Hasil picking horizon
formasi Cibulakan Atas menandakan bahwa lapisan tersebut menerus dan gelombang reflektor dipengaruhi oleh kedalaman, porositas batuan maupun fluida yang terkandung didalamnya. 4.6 Time Mapping dan Time to Depth Convertion Pembuatan peta struktur waktu dilakukan setelah proses picking horizon selesai karena pada peta struktur waktu data yang digunakan adalah data seismik berupa harga TWT (Two Way Time) yang didapatkan dari hasil picking horizon Hasil TWT yang didapatkan tersebut kemudian diplotkan pada peta baseline seismik. Masing-masing shot point yang memiliki harga TWT sama dapat dihubungkan untuk mendapatkan garis kontur. Pada time mapping satuan waktu yang digunakan masih dalam TWT (Two Way Time) sedangkan pada peta depth structure dibutuhkan satuan waktu OWT (One Way Time). Oleh karena itu dilakukan konversi TWT menjadi OWT dengan cara membagi TWT menjadi 2 (konsep seismik refleksi). Kemudian satuan waktu OWT tersebut digunakan untuk mendapatkan kecepatan (velocity) dengan cara membagi nilai TVDSS dengan OWT. Setelah diperoleh nilai velocity maka didapatkan peta depth structure dengan cara mengalikan velocity dengan OWT. Time Map dan Depth Map dari Lapangan “Kyrani” dapat dilihat pada Lampiran Gambar 4. 4.7 Analisa Petrofisika Analisa petrofisik dilakukan menggunakan persamaan rumus dalam mencari nilai-nilai sifat fisik batuan yang nantinya akan berguna dalam perhitungan cadangan hidrokarbon. Penentuan sifat fisik yang dilakukan berupa nilai porositas, kandungan serpih dan saturasi air. Pengolahannya didukung oleh data Ascii yang memudahkan penentuan nilai petrofisik dengan metode Archie secara manual menggunakan Microsoft Excel. Dengan persamaan (2.1) dan (2.2) diperoleh nilai rata-rata porositas pada Lapisan R sebesar 19%, sedangkan menggunakan persamaan (2.3) dan (2.4) diperoleh nilai ratarata saturasi air sebesar 20%. 4.8 Pemetaan Reservoar Gross Isopach Map merupakan peta yang dibuat dengan data ketebalan batugamping dalam lapisan reservoar. Peta ini dibuat dengan cara mengukur ketebalan yaitu dari top lapisan reservoar hingga bottom lapisan reservoar. Harga dari ketebalan
masing-masing sumur tersebut diplotkan ke dalam basemap sumur yang kemudian dihubungkan untuk kedalaman yang memiliki harga yang sama (Lampiran Gambar 5). Net Isopach Map merupakan peta yang dibuat dengan data ketebalan batugamping dalam lapisan reservoar. Ketebalan ini merupakan ketebalan batugamping yang tidak mengandung shale, atau batugamping bersih yang dibaca pada kolom mku (meter kedalaman ukur). Parameter cutoff Vsh yang digunakan pada peta sebesar Vsh > 0,45. Harga dari ketebalan masingmasing sumur tersebut diplotkan kedalam basemap sumur yang kemudian dihubungkan untuk kedalaman dengan nilai yang sama (Lampiran Gambar 6). 4.9 Penentuan Oil Water Contact (OWC) dan Perhitungan Volume Bulk Zona prospek hiodrokarbon dibuat dengan tujuan untuk mengetahui besarnya area yang mengandung adanya hidrokarbon serta penyebaran dari hidrokarbon tersebut. Penentuan zona prospek hidrokarbon dilihat dari data WC (Water Contact) atau batas kontak air dengan hidrokarbon yang didapatkan dari data uji produksi sumur di Lapangan “Kyrani” serta data log. Kontak air dengan hidrokarbon pada penelitian kali ini terdapat pada sumur “RR_07” pada kedalaman 1838 mbpl, dengan penyebaran reservoarnya terdapat dua reservoar utama. Peta net pay dibuat dari peta depth structure dioverlay dengan nilai kedalaman oil water contact (Lampiran Gambar 7). Untuk menghitung volume bulk dibutuhkan luas area dan ketebalan reservoar. Nilai luasan reservoar merupakan luasan area peta struktur kedalaman yang telah dioverlay dengan Oil Water Contact (OWC) dan dihitung menggunakan kertas kalkir millimeter (Lampiran Gambar 8). Dengan persamaan (2.7) dan (2.8) diperoleh nilai volume bulk sebesar 197373.03 acree-feet. 4.10 Perhitungan Cadangan Hidrokarbon dengan Metode Volumetrik Hasil penelitian mengindikasikan bahwa jenis fluida hidrokarbon yang terdapat pada lapisan “R” Formasi Cibulakan Atas adalah minyak sehingga untuk menghitung cadangan hidrokarbon digunakan persamaan IOIP. Menggunakan persamaan (2.9) diperoleh estimasi cadangan hidrokarbon pada Lapangan “Kyrani” sebesar 179.034.949,96 STB.
5. Kesimpulan Berdasarkan penelitian diatas maka dapat disimpulkan : 1. Berdasarkan hasil korelasi menggunakan konsep sikuen stratigrafi pada Lapangan “Kyrani” ditemukan Sequence Boundary (SB), Flooding Surface (FS) dan Maximum Flooding Surface (MFS). Sedangkan lapisan “R” terdapat pada interval FS21 dan FS12. 2. Pola penyebaran reservoar pada lapangan “Kyrani” secara lateral berarah Baratlaut-Tenggara dengan hasil interpretasi struktur dari data seismik memperlihatkan bahwa terdapat 25 sesar normal sebagai perangkap strukturnya dengan arah relatif Utara-Selatan dan TimurlautBaratdaya. 3. Lapisan “R” adalah reservoar penghasil hidrokarbon (minyak) yang tersusun oleh batugamping. Berdasarkan analisa petrofisika, nilai rata-rata porositas reservoar sebesar 19% sedangkan nilai saturasi air sebesar 20%. 4. Besarnya kandungan IOIP (Initial Oin In Place) pada Lapisan “R” Lapangan Kyrani sebesar 179.034.949,96 STB.
6. Ucapan Terima Kasih Penulis mengucapkan terima kasih kepada Pertamina EP Region Jawa khususnya bidang Geologi dan Geofisika untuk diskusii dan dukungan serta masukan yang diberikan hingga terselesaikannya makalah ini serta kepada kampus ITS Surabaya. 7. Daftar Pustaka Badley, M.E, 1985, Practical Seismic Interpretation, Prentice Hall, Englewood Cliffs, New Jersey Harsono Adi, 1997, Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log,Edisi revisi -8 mei 1997, Shlumberger Oil Services. Koesoemadinata. R.P., 1980, Geologi Minyak dan Gas Bumi, Edisi kedua. Jilid 1 dan 2, Penerbit ITB, Bandung . Mitchum, R.M, dkk, 1977, An Overview of Seismic Stratigraphy, TheAmerican Association of Petroleum Geologist, TulsaOklahoma Sukmono, S., 1999, Seismik Stratigrafi, jurusan Teknik Geofisika Institut Teknologi Bandung
LAMPIRAN 1.
Korelasi struktur Lapangan “Kyrani”.
2.
Well Seiesmic Tie sumur “RR_06”.
3.
Interpretasi Struktur Lapangan “Kyrani”.
4.
Time Map dan Depth Map.
5.
Gross Isopach Map.
6.
Net Isopach Map.
7.
Overlay OWC (Oil Water Contact) pada Depth Map.
8.
Plotting Area Reservoar pada milimeter untuk perhitungan Volume Bulk.
