karakterisasi batuan gunungapi berdasarkan …hilghartono.dosen.sttnas.ac.id/files/2017/10/...1...
Post on 30-Aug-2018
242 Views
Preview:
TRANSCRIPT
1
Karakterisasi Batuan Gunungapi Berdasarkan Analisis Well Log, Core,
dan FMI : Potensinya Sebagai Reservoir Hidrokarbon Pada Formasi
Jatibarang, Cekungan Jawa Barat Utara
Pernancio Agustaf 1, Ongki Ari Prayoga 2, Hilltrudis Gendoet Hartono3
Program Studi Teknik Geologi, Sekolah Tinggi Teknologi Nasional Yogyakarta1
pernancio.agustaf@yahoo.com
Program Studi Teknik Geologi, Sekolah Tinggi Teknologi Nasional Yogyakarta 2
Sekolah Tinggi Teknologi Nasional Yogyakarta 3
Abstrak
Indonesia merupakan salah satu negara yang masuk dalam rangkaian cincin gunungapi dunia sehingga
menjadikan Indonesia sebagai salah satu negara yang memiliki beragam jenis batuan gunungapi baik yang
berumur Tersier maupun Kuarter, akan tetapi studi mengenai karakterisasi batuan gunungapi menggunakan
well log yang didukung dengan data core dan FMI (Formation Microimager) di Indonesia masih jarang
dilakukan, sehingga studi mengenai karakterisasi pada batuan gunung api dirasa perlu, mengingat di
Indonesia sendiri terdapat satu formasi yang telah proven sebagai reservoir yaitu Formasi Jatibarang.
Penelitian ini bertujuan untuk mempelajari karakter batuan gunungapi menggunakan well log, core dan FMI
sehingga nantinya bisa dilakukan determinasi litologi baik jenis batuan maupun petrofisika, dengan begitu
dapat diketahui baik atau buruknya batuan gunungapi Formasi Jatibarang sebagai reservoir hidrokarbon.
Studi kasus penelitian ada pada Formasi Jatibarang yang berumur Oligosen awal yang terdiri dari batuan-
batuan gunung api berupa lava, breksi dan tuf serta memiliki ketebalan ± 1200 meter (Adnan, et al., 1991)
yang terdapat pada Subcekungan Jatibarang. Data yang digunakan dalam penelitian adalah data well log, core
dan FMI dari beberapa sumur yang didapatkan dari well logging dan coring yang berada pada Subcekungan
Jatibarang. Dari hasil analisis didapatkan beberapa jenis litologi yaitu lava, tuf dan breksi. Hasil perhitungan
petrofisika didapatkan semua jenis litologi yang ada memiliki nilai porositas dan permeabilitas yang sangat
rendah, akan tetapi kehadiran fracture dalam batuan membuat nilai porositas dan permeabilitas menjadi tingi,
sehingga fracture merupakan agen yang berperan besar dalam penentuan baik atau buruknya reservoir pada
daerah penelitian.
Kata Kunci: batuan gunungapi, formasi jatibarang, fracture, porositas dan permeabilitas, well log.
Pendahuluan
Indonesia memiliki banyak jenis batuan gunungapi
mulai dari batuan yang memiliki komposisi basaltik
sampai riolitik. Batuan-batuan gunungapi tersebut
dapat berupa lava, abu gunungapi (tuff) maupun
breksi guungapi. Batuan-batuan gunungapi ini
tersebar hampir di seluruh Indonesia dan pulau jawa
merupakan salah satu tempat di Indonesia dengan
kandungan batuan gunungapi yang paling melimpah.
Walaupun Indonesia memiliki batuan gunungapi
yang melimpah khususnya pulau jawa, akan tetapi
pengkarakterisasian menggunakan well log, core dan
FMI terhadap batuan gunungapi ini sendiri masih
sangat sedikit. Pada Cekungan Jawa Barat Utara,
tepatnya Subcekungan Jatibarang terdapat satu
interval reservoir hidrokarbon yang telah terbukti
dan memiliki cadangan hingga mencapai 600
MBOE (Howes dan Suherman Tisnawijaya, 1995
dalam Lunt, 2007) dengan litologi berupa batuan-
batuan gunungapi tepatnya ada pada Formasi
Jatibarang.
Formasi Jatibarang tersusun oleh endapan early
synrift, terutama dijumpai pada bagian tengah dan
timur Cekungan Jawa Barat Bagian Utara. Pada
bagian barat cekungan ini (daerah Tambun–
Rengasdengklok) kenampakan formasi Jatibarang
tidak banyak (sangat tipis) dijumpai (Gambar 1.).
Pada bagian bawah formasi ini tersusun oleh tuff
bersisipan lava (aliran), sedangkan bagian atas
tersusun oleh batupasir. Ketebalan lapisan volkanik
Jatibarang ini sekitar 1200 meter (Jatibarang field)
dan menipis kearah barat (Adnan, et al., 1991).
Batuan vulkanik Jatibarang diendapkan pada Eosen
tengah yang merupakan produk dari aktivitas
volkanik yang berasosiasi dengan endapan-endapan
Synrift yaitu endapan fluvial/nonmarine (Gambar 2.)
(Lunt, 2007). Secara umum hidrokarbon terdapat
pada litologi berupa tuf terekahkan namun, bisa juga
ditemukan pada lava yang juga terekahkan secara
intensif. Formasi ini terletak secara tidakselaras di
atas batuan dasar.
2
Dengan melihat kelimpahan batuan gunungapi yang
ada di Indonesia, khususnya pulau jawa dan belum
banyak dilakukan karakterisasi teradap batuan
gunungapi, sehingga penelitian ini dilakukan untuk
mengetahui karakter batuan gunungapi
menggunakan data dan analisis yang terintegrasi
menggunakan data well log, core dan FMI
(Formation Microimager) sehingga bisa diketahui
potensinya sebagai reservoir hidrokarbon studi kasus
batuan gunungapi Formasi Jatibarang.
2. Data dan Metode Penelitian Data yang digunakan dalam penelitian adalah data
well log, core dan FMI dari beberapa sumur yang
ada pada Subcekungan Jatibarang milik PT.
Pertamina EP Asset 3 Cirebon. Metode yang
digunakan dalam determinasi litologi adalah metode
crossplot log neutron dan log densitas serta log
gamma ray yang kemudian di validasi dengan data
core dan juga FMI (Formation Microimager).
Dalam penentuan nilai petrofisika batuan digunakan
beberapa metode. Perhitungan nilai volume shale
batuan (Vsh) dilakukan secara linier menggunakan
persamaan :
Keterangan:
Vsh = Volume shale
Grlog = Nilai log GR pada zona target
GRmax = Nilai log GR maksimum
GRmin = Nilai log GR minimum
Metode Bateman-Konen (1997) dalam Asquith dan
Krygowski (2004) untuk mengetahui nilai porositas
total batuan (øt) menggunakan nilai dari log densitas
dan log neutron. Perhitungan porositas matriks
batuan (øm) menggunakan nilai dari log sonik yang
di normalisasi menggunakan porositas core,
sehingga nilai porositas fracture (øf) adalah selisih
dari porositas total batuan (øt) dengan porositas
matriks batuan (øm). Untuk menghitung nilai
permeabilitas, karena pada batuan gunungapi
Formasi Jatibarang permeabilitas yang berkembang
adalah permeabilitas fracture, maka metode yang
digunakan adalah persamaan milik Nelson (2001) :
Keterangan :
: Permeabilitas rekahan
e : fracture aperture
D : fracture spacing
Untuk mendapatkan nilai permeabilitas fracture
dibutuhkan nilai fracture aperture dan fracture
spacing. Nilai fracture spacing didapat
menggunakan persamaan milik Luthi dan Souhaite
(1990) :
Keterangan :
W : fracture aperture
A : Tambahan nilai konduktivitas pada zona
rekahan
Rm : Tahanan jenis lumpur pemboran
Rxo : Tahanan jenis zona terinvasi
a, b dan c : konstanta nilai ketetapan pada alat
pengukuran
nilai fracture spacing didapat menggunakan
persamaan Nelson (2001).
Keterangan :
: Porositas rekahan
e : apertur rekahan
D : Fracture spacing
Metode Archie digunakan untuk mengetahui nilai
saturasi air pada batuan dan dipilih karena pada
metode ini batuan yang di analisa dianggap clean
sand.
3. Hasil dan Pembahasan
3.1 Determinasi Litologi
3.1.1 Lava Andesit
Pada daerah penelitian lava andesit ataupun basal
sangatlah susah dibedakan berdasarkan data wireline
log, maka dibutuhkan data-data tambahan yaitu
berupa analisis inti batuan baik itu petrografi, SEM
ataupun FMI. Lava andesit pada daerah penelitian
memiliki ciri-ciri megaskopis berupa warna abu-abu
cerah, tekstur porfiro afanitik, dengan struktur masif,
komposisi utama mineral didominasi oleh mineral
plagioklas yang menunjukan penjajaran dengan
hadir pula biotit dan feldspar (Gambar 1A).
Selain data deskripsi petrografi, determinasi litologi
ini juga diperkuat dengan data FMI yang
menampakan struktur batuan berupa struktur masif
yang diinterpretasikan merupakan respon dari
struktur lava andesit/basalt yang padat (tight)
(Gambar 1B). Porositas visual yang teramati
diperkirakan lubang vesikular dan rekahan mikro
yang hadir dalam jumlah rendah. Proses diagenesa
terdiri dari penggantian mineral gelas dan plagioklas
oleh kuarsa, klorit dan smektit. Mineral-mineral
tersebut juga dijumpai mengisi rekahan-rekahan
mikro dan lubang vesikular (Gambar 1D).
Berdasarkan hasil analisis tersebut diketahui lava
3
andesit/basalt memiliki nilai gamma ray rendah (30-
60 GAPI), Log RhoB yang tinggi (2600-2750
K/M3), Log NPHI (0,041-0,205 V/V) (Gambar 1E).
3.1.2 Tuf Gelas
Pada daerah penelitian, tuf gelas memiliki ciri-ciri
warna coklat kehijauan, tekstur piroklastika,
berukuran butir 0,5-1 mm, kemas terbuka, terpilah
buruk, tersusun oleh fragmen batuan dan mineral
plagioklas dan sedikit piroksen dan biotit, serta
matriks gelas berukuran sangat halus, sebagian telah
terubah menjadi silika klorit dan mineral lempung
(Gambar 2A).
Pada FMI, interval yang teridentifikasi tersusun oleh
tuf gelas terekahkan memperlihatkan adanya struktur
perlapisan dengan nilai tahanan jenis yang rendah
hingga sedang (Gambar 2C). Pada identifikasi
menggunakan data SEM memperlihatkan percontoh
batuan tuf gelas memiliki karakter batuan piroklastik
teralterasi dengan komposisi utama fragmen gelas,
kuarsa, plagioklas, felspar, klorit, ilit dan litik
fragmen. Porositas visual rendah, terdiri dari
porositas primer dan porositas sekunder hasil
pelarutan mineral gelas dan butiran tidak stabil serta
setempat porositas mikro yang terbentuk di antara
mineral lempung klorit dan ilit.
Jenis litologi tuf gelas terekahkan pada daerah
penelitian merupakan fasies yang baik sebagai
reservoir dimana pada jenis litologi ini memiliki
porositas primer dan didukung oleh porositas serta
permeabilitas fracture Gambar 2B). Berdasarkan
integrasi dari beberapa data diketahui pada wireline
log jenis litologi tuf gelas memiliki nilai gamma ray
yang tinggi (150-300 GAPI), nilai log densitas 2250-
2500 K/M3, dan log neutron 0,040-0,205 V/V
(Gambar 2E).
3.1.3 Tuf Kristal
Pada daerah penelitian tuf kristal memiliki ciri-ciri
megaskopis batuan piroklastik, warna putih, tekstur
piroklastik, kemas terbuka, terpilah sedang, ukuran
butir 0,5-2 mm, tersusun oleh fragmen batuan,
mineral plagioklas, piroksen dan matriks glass
berukuran sangat halus, sebagian telah terubah
menjadi silika dan mineral lempung (Gambar 3A).
Pada FMI, interval yang teridentifikasi tersusun oleh
tuf kristal memperlihatkan adanya struktur
perlapisan dan laminasi dengan nilai tahanan jenis
yang rendah hingga sedang (Gambar 3B). Pada
identifikasi menggunakan data SEM, tuf kristal
memperlihatkan perconto batuan piroklastik
teralterasi dengan komposisi utama fragmen batuan,
kuarsa, plagioklas, felspar, klorit, ilit dan gelas.
Porositas visual sedang, terdiri dari porositas
sekunder hasil pelarutan mineral gelas dan butiran
tidak stabil dan porositas mikro yang terbentuk di
antara mineral lempung klorit dan setempat ilit
(Gambar 3D). Berdasarkan integrasi dari beberapa
data diketahui pada wireline log jenis litologi tuf
kristal memiliki nilai gamma ray yang tinggi (150-
300 GAPI), nilai log densitas 2050-2450 K/M3, dan
log neutron 0,17-0,33 V/V (Gambar 3E).
3.1.4 Tuf Litik
pada daerah penelitian tuf litik memiliki ciri-ciri
megaskopis batuan piroklastik, warna putih
kehijauan, tekstur piroklastika, fragmen menyudut
hingga menyudut tanggung, kemas terbuka, terpilah
buruk, ukuran butir 0,5-2 mm, tersusun oleh
fragmen batuan, mineral plagioklas dan matriks
gelas berukuran sangat halus, sebagian telah terubah
menjadi silika dan mineral lempung (Gambar 4A).
Berdasarkan analisis pada FMI, interval yang
teridentifikasi tersusun oleh tuf litik memperlihatkan
adanya struktur perlapisan dan laminasi serta masif
(Gambar 4B). Pada identifikasi menggunakan data
SEM, menunjukan perconto batuan piroklastik
dengan alterasi intensif. Komposisi mineralogi
terdiri dari fragmen batuan, gelas, plagioklas,
felspar, kuarsa, kalsit, ilit dan klorit. Mineral
fenokris umumnya telah mengalami pelarutan dan
penggantian oleh mineral sekunder seperti lempung
kuarsa, kalsit, ilit dan klorit. Porositas visual sedang,
terdiri dari jenis porositas primer dan sekundere dari
proses pelarutan mineral gelas dan butiran tidak
stabil, porositas mikro yang terbentuk pada mineral
lempung dan rekahan mikro (Gambar 4D).
Berdasarkan integrasi dari beberapa data diketahui
pada wireline log jenis litologi tuf litik memiliki
nilai gamma ray yang sedang hingga tinggi (90-250
GAPI), nilai log densitas 2250-2500 K/M3, dan log
neutron 0,17-0,29 V/V (Gambar 4E).
3.1.5 Breksi Gunungapi
Breksi didaearah penelitian memiliki ciri-ciri warna
abu-abu gelap, tekstur klastika, fragmen berupa
batuan andesit dan juga beberapa terdapat tepra
gunungapi memiliki ukuran > 2 cm, dengan kemas
terbuka, bentuk butir meyudut hingga menyudut
tanggung, dan terpilah buruk dengan masa dasar
berupa tuf dan material terigen (Gambar 5A).
Analisis menggunakan FMI pada jenis litologi ini
menunjukan struktur batuan masif dan juga terlihat
adanya kenampakan zona-zona konduktif yang
tersebar dan diinterpretasikan merupakan respon
fragmen batuan pada image log (Gambar 5B).
Berdasarkan integrasi dari beberapa data diketahui
pada wireline log jenis litologi breksi memiliki
range nilai yang panjang pada log gamma ray,
densitas ataupun neutron. Pada log gamma ray jenis
litologi breksi gunungapi memiliki nilai gamma ray
yang rendah hingga sedang (20-120 GAPI), nilai log
densitas 2230-2600 K/M3, dan log neutron 0,021-
0,29 V/V (Gambar 5E).
3.2 Analisis Petrofisika
3.2.1 Volume Serpih
Perhitungan volume serpih dilakukan pada setiap
zonasi fasies litologi pada masing-masing sumur.
4
Nilai volume serpih pada hasil penelitian berupa
nilai maksimum, minimum dan nilai rata-rata. Pada
Tabel 1, dapat dilihat bahwa nilai volume serpih
pada masing-masing fasies litologi memiliki kisaran
nilai 1,9% - 19% serta sebagian besar memiliki nilai
volume serpih < 10%. Berdasarkan hasil dari
perhitungan ini dapat disimpulkan bahwa pada
masing-masing fasies memiliki potensi sebagai
reservoir. Tabel hasil perhitungan volume serpih
diatas merupakan hasil dari perhitungan volume
serpih menggunakan metode perhitungan indeks
gamma ray.
3.2.2 Porositas
Porositas merupakan parameter penting dalam
penilaian terhadap nilai keekonomisan suatu
reservoir. Pada penelitian ini porositas yang dihitung
dibagi menjadi tiga jenis yaitu porositas total,
porositas matriks dan porositas rekahan. Porositas
total sendiri dianggap merupakan representasi nilai
porositas matriks dan porositas sekunder. Pada
reservoir batuan vulkanik sendiri pada dasarnya
memiliki nilai porositas matriks yang rendah dan
tidak saling terhubung. Oleh sebab itu pada reservoir
batuan vulkanik, porositas rekahan dianggap
berperan penting dalam penentuan apakah lapisan
batuan tersebut dapat menyimpan dan mengalirkan
fluida atau tidak.
Porositas rekahan dihitung sebagai rentang nilai
antara nilai porositas total terhadap porositas matriks
batuan. Hasil perhitungan porositas untuk masing-
masing sumur seperti pada Tabel 1, menunjukan
bahwa porositas matriks pada masing-masing fasies
batuan memiliki nilai jangkauan porositas matriks
berkisar 0,6 – 15,4% dengan nilai rata-rata porositas
matriks adalah 5,9 %. Berdasarkan klasifikasi nilai
ekonomis porositas batuan oleh Koesoemadinata
(1980), porositas primer batuan pada daerah
penelitian digolongkan sebagai porositas yang
diabaikan hingga buruk. Namun jika dilihat secara
lebih rinci, dapat diketahui bahwa fasies V1
(asosiasi tuf kristal, tuf litik, dan tuf gelas)
merupakan fasies yang memiliki nilai porositas
matriks paling tinggi pada daerah penelitian dengan
nilai jangkauan porositas sekitar 3 – 15,4% (kategori
buruk hingga cukup) dan nilai rata-rata porositas
matriks batuan adalah 7,09 %. Fasies V3 (Asosiasi
lava, dan breksi gunungapi) pada daerah penelitian
memiliki nilai porositas matriks 2-5,7% dengan
nilai rata-rata porositas matriks batuan adalah 4,3%
masuk pada kategori porositas batuan yang
diabaikan. Sedangkan fasies V4 (Lava dan
aglomerat) merupakan fasies yang memiliki nilai
porositas matriks paling rendah pada daerah
penelitian yaitu 0,6% (Diabaikan) atau dapat disebut
sebagai tight reservoir. Nilai porositas rekahan pada
daerah penelitian memiliki rentang nilai porositas
sekitar 4 – 10% dengan nilai rata-rata porositas
rekahan adalah 6,9 % dan yang memiliki nilai
porositas rekahan paling besar ada pada fasies V1.
Fasies V1 merupakan fasies yang memiliki nilai
porositas paling baik pada daerah penelitian yaitu
sekitar 13,5% dengan asumsi bahwa porositas
rekahan pada fasies ini menambah nilai porositas
serta media permeabilitas batuan. Sedangkan fasies
V2, V3, dan V4 secara berturut-urut memiliki nilai
porositas total 12 %, 11 % dan 7 %.Sehingga Pada
penelitian ini porositas rekahan dianggap sebagai
media yang berfungsi sebagai tempat menyimpan
fluida serta mengalirkan fluida.
3.2.3 Saturasi Air
Saturasi air menunjukan volume air yang terkandung
di dalam reservoir. Saturasi air efektif merupakan
perbandingan antara porositas efektif terhadap
volume free water. Perhitungan saturasi air efektif
ini akan menentukan nilai keekonomisan dari suatu
reservoir untuk dieksploitasi. Semakin besar nilai
saturasi air efektif ini maka nilai keekonomisan
reservoir akan semakin kecil. Dari perhitungan
saturasi air efektif pada reservoir vulkanik yang ada
pada Tabel 2, diketahui saturasi efektif pada
reservoir vulkanik memiliki kisaran nilai yaitu 15 -
45,2% dengan nilai rata-rata 28,17% maka reservoir
pada daerah penelitian dapat dikategorikan sebagai
ekonomis untuk ditindaklanjuti pada proses
pengeboran.
3.2.4 Permeabilitas Rekahan
Permeabilitas merupakan suatu fungsi tingkat
kemudahan fluida pada viskositas tertentu untuk
mengalir melalui pori-pori batuan pada suatu
gradien tekanan dan suhu tertentu. Berdasarkan hasil
uji laboratorium oleh Core Laboratory Inc,
Petroleum engineering DALAS, TEXAS pada
sumur Java-113 interval perforasi, batuan vulkanik
yang teridentifikasi sebagai reservoir memiliki
permeabilitas matriks yaitu 0,0029 – 0,075 mD.
Berdasarkan klasifikasi North (1985) masuk pada
golongan buruk atau tidak dapat mengalirkan fluida.
Sehingga pada penelitian kali ini peneliti berasumsi
bahwa agen atau media permeabilitas pada reservoir
vulkanik lebih dipengaruhi oleh rekahan (fracture).
Berdasarkan perhitungan permeabilitas rekahan
yang ada pada Tabel 2, diketahui nilai permeabilitas
rekahan pada daerah penelitian adalah 0,009 – 236
mD dengan nilai rata-rata permeabilitas rekahan
adalah 30,8 mD. Berdasarkan klasifikasi North
(1985) permeabilitas daerah penelitian digolongkan
sebagai permeabilitas yang cukup baik. Pada daerah
penelitian, fasies V1 merupakan fasies yang
memiliki nilai permeabilitas batuan paling tinggi,
yaitu sekitar 9-236 mD. Sehingga fasies V1
merupakan target interval utama yang menjadi
prioritas sebagai reservoir untuk diekploitasi.
Sedangkan nilai permeabilitas rekahan paling rendah
yaitu pada fasies V4 yang memiliki nilai
permeabilitas rekahan 0,004 mD.
5
3.2.5 Pay Summary
Proses akhir dari analisis petrofisik adalah membuat
rangkuman hasil dari perhitungan karakteristik
reservoir (paysummary). Tujuan utama dilakukannya
proses ini adalah untuk mengetahui nilai
keekonomisan reservoir serta penentuan proses
lanjutan terhadap zona reservoir. Nilai
keekonomisan dari reservoir ditinjau dari ketebalan
reservoir tersebut baik itu net reservoir ataupun net
pay. Hasil dari ikhtisar properti reservoir pada
masing-masing sumur disajikan pada Tabel 3.
Berdasarkan tabel pay summary disimpulkan bahwa
nilai net pay dan net reservoir pada daerah
penelitian memiliki perbedaan nilai yang cukup
signifikan, hal ini diinterpretasikan dikontrol oleh
penyebaran rekahan yang berbeda pada masing-
masing sumur. Sehingga identifikasi rekahan secara
rinci dibutuhkan untuk mengetahui potensi pada
reservoir vulkanik Jatibarang.
4. Kesimpulan Setelah dilakukan serangkaian penelitian maka
didapatkan beberapa kesimpulan, antara lain :
1. Berdasarkan analisis melalui metode plot silang
log neutron dan densitas pada wireline log yang
dikalibrasi oleh data core dan juga FMI, maka pada
daerah penelitian tersusun oleh jenis litologi batuan
vulkanik yaitu tuf litik, tuf gelas, tuf kristal, breksi,
serta lava yang kemudian dikelompokan kembali
menjadi 4 asosiasi litofasies yaitu V1 (asosiasi tuf),
V2 (asosiasi breksi dan tuf), V3 (asosiasi breksi dan
lava) dan juga V4 (fasies lava).
2. Berdasarkan crossplot log neutron dan log
density serta log GR, diketahui :
Lava andesit/basalt memiliki nilai gamma
ray rendah (30-60 GAPI), Log RhoB yang
tinggi (2600-2750 K/M3), Log NPHI
(0,041-0,205 V/V)
tuf gelas memiliki nilai gamma ray yang
tinggi (150-300 GAPI), nilai log densitas
2250-2500 K/M3, dan log neutron 0,040-
0,205 V/V
litologi tuf kristal memiliki nilai gamma ray
yang tinggi (150-300 GAPI), nilai log
densitas 2050-2450 K/M3, dan log neutron
0,17-0,33 V/V
tuf litik memiliki nilai gamma ray yang
sedang hingga tinggi (90-250 GAPI), nilai
log densitas 2250-2500 K/M3, dan log
neutron 0,17-0,29 V/V
breksi gunungapi memiliki nilai gamma ray
yang rendah hingga sedang (20-120 GAPI),
nilai log densitas 2230-2600 K/M3, dan log
neutron 0,021-0,29 V/V
3. Hasil analisis petrofisika secara kuantitatif pada
daerah penelitian difokuskan pada karakterisasi
properti reservoir diantaranya volume serpih,
porositas matriks dan porositas rekahan, saturasi air,
apertur rekahan, spasi antar rekahan serta
permeabilitas rekahan dengan rangkuman dari
masing-masing perhitungan pada Tabel 5.
Berdasarkan hasil perhitungan petrofisika reservoir
pada Tabel 5 didapatkan hasil bahwa pada Lapangan
Java sebagian besar zona potensi hidrokarbon
terdapat pada fasies V1 Formasi Jatibarang.
4. Dengan melihat nilai parameter petrofisika dan
ketebalan reservoir dari Lapangan Java, maka dapat
disimpulkan bahwa kualitas reservoir pada
Lapangan Java sangat bergantung dari rekahan yang
hadir pada area tersebut sehingga penyebaran
reservoir pada daerah penelitian tidak semata-mata
mengikuti perlapisan fasies batuan vulkanik yang
ada.
Ucapan Terima Kasih Ucapan terima kasih kami ucapkan kepada segenap
management PT. Pertamina Asset 3 yang telah
bersedia meluangkan waktunya untuk berdiskusi,
memberikan saran serta bimbingan dan juga telah
bersedia memberikan izin pemakaian data sehingga
tulisan ini dapat diselesaikan dan berjalan dengan
lancar.
Daftar Pustaka Adnan, A., Sukowitono, dan Supriyanto, 1991.
Jatibarang sub basin – A half graben model in
the onshore of Northwest Java, Proceedings
of the Indonesian Petroleum Association 20th
Annual Convention. Asquith G., and Krygowsky, D., 2004. Basic Well
Log Analisys, American Association of
Petroleum Geologist, Tulsa, Oklahoma.
Bateman, R.M., Konen, C.E., 1977, The log Analyst
and The Programmable Pocket Calculator:
Log Analyst (September-October), v. 18, no.
5, p. 3-10.
Harsono, A. 1997. Evaluasi Formasi dan Aplikasi
Log, Schlumberger Oilfield Services, Jakarta,
Indonesia.
Lunt, P., 2007, The Sedimentary Geology of Java, In
Press.
Luthi, S.M., and Souhaite, P., 1990, Fracture
Apertures From Electrical Borehole Scans:
Geophysics, v. 55/7, p. 821-833.
Nelson, R.A., 2001, Geologic Analysis of Naturally
Fractured Reservoirs, Gulf Professional
Publishing, Houston, Texas.
Patmosukismo, S., dan Yahya, I., 1974. The
basement configuration of the North West
Java Area. Proceedings of the Indonesian
Petroleum Association 3rd Annual
Convention.
Rider, M., 2000. The Geologycal Interpretation of
Well Logs, Rider-French Consulting Ltd.,
Sutherland, Scotland.
6
Gambar 1. Penampang Barat-Timur Cekungan Jawa Barat Utara
Gambar 2. Stratigrafi Cekungan Jawa Barat Utara (Lunt, 2007)
9
Tabel 1. Hasil Perhitungan Volume Shale (kiri) dan Hasil Perhitungan Porositas (kanan)
Tabel 2. Hasil Perhitungan Saturasi Air (kiri) dan Hasil Perhitungan Permeabilitas rekahan (kanan)
top related