BAB IITINJAUAN UMUM LAPANGAN

Lapangan X adalah blok lapangan minyak yang secara geografis terletak di Laut Jawa, Provinsi Jawa Timur, berada disebelah barat laut dari Pulau Madura. Rincian stratigrafi Cekungan Jawa Timur bagian Utara Zona Rembang terbagi menjadi 15 formasi, yaitu Batuan Pra-Tersier, Formasi Ngimbang, Formasi Kujung, Formasi Prupuh, Formasi Tuban, Formasi Tawun, Formasi Ngrayong, Formasi Bulu, Formasi Wonocolo, Formasi Ledok, Formasi Mundu, Formasi Selorejo, Formasi Paciran, Formasi Lidah, dan Formasi Undak Solo. Saat ini lapangan X memiliki cadangan berupa gas dan minyak. Litologi pada lapangan X adalah karbonat dengan dominasi batuan limestone dan terdapat shale juga. Pada makalah ini, yang akan dibahas adalah sumur KE23B-1 yang merupakan Formasi Kujung.

BAB IIITEORI DASAR

Evaluasi formasi adalah ilmu atau keahlian untuk dapat melihat atau meneliti keadaan subsurface baik untuk keperluan pemboran, produksi, penelitian reservoir dan lain-lain. Evaluasi formasi disebut juga proses analisis ciri dan sifat batuan di bawah tanah dengan menggunakan pengukuran lubang sumur atau logging. Evaluasi formasi meliputi penilaian litologi, petrofisik, isi atau kandungan batuan, dan produktifitas batuan. Evaluasi tersebut dilakukan dengan cara pemeriksaan di laboratorium (analisa core) maupun dengan cara pengukuran langsung di sumur (well logging, drill stem test, dan lain-lain). Tujuan utama dan evaluasi formasi adalah :1. Identifikasi reservoir.2. Perkiraan cadangan hidrokarbon di tempat.3. Perkiraan perolehan hidrokarbon.3.1 Sifat Fisik Batuan ReservoirParameter petrofisik yang diperlukan untuk mengevaluasi reservoir adalah porositas, saturasi hidrokarbon, ketebalan lapisan, luas area, dan permeabilitas. Di samping itu, suhu dan tekanan formasi, serta litologi juga mempunyai peran penting dalam evaluasi formasi.3.1.1 Porositas ()Porositas merupakan perbandingan antara volume pori dengan volume total suatu batuan. Ruang kosong (pori-pori) merupakan rongga-rongga yang saling berhubungan antara satu sama lain, tetapi dapat pula merupakan rongga yang saling terpisah atau tersekat. Oleh karena itu ada dua pengertian porositas, yaitu :1) Porositas absolut adalah perbandingan antara seluruh volume pori dengan volume batuan.2) Porositas efektif adalah perbandingan antara volume pori yang saling berhubungan dengan volume total batuan.Secara matematis porositas dapat dituliskan sebagai berikut : ....................................................................................(2.1)Atau ..............................................................................(2.2)

Dimana : = Porositas, %PV = Volume Pori, cm3BV = Volume total batuan, cm3GV = Volume butiran, cm3Porositas batuan reservoir dapat ditentukan dengan dua cara, yaitu dengan analisa log dan analisa core di laboratorium. Porositas dari analisa log dapat ditentukan dari alat density log, neutron log, dan sonic log.

Gambar 2.1

Porositas

3.1.2 Permeabilitas (k)Permeabilitas yang dilambangkan dengan k, adalah kemampuan batuan mengalirkan atau meloloskan fluida tanpa merusak batuan tersebut. Permeabilitas dinyatakan dalam milidarcy (mD). Kondisi pengaruh permeabilitas adalah laju aliran, gerakan, dan pengurasan dari fluida. Permeabilitas tergantung pada ukuran keseragaman butir batuan. Berdasarkan jumlah jenis fluida yang mengalir dalam sebuah batu berpori, permeabilitas dibedakan menjadi :1) Permeabilitas absolut, bila fluida yang mengalir di dalam pori-pori batuan hanya ada satu jenis fluida (gas, minyak, atau air).2) Permeablitas efektif, jika ada lebih dari satu jenis cairan mengalir di pori batuan.3) Permeabilitas relatif, yang merupakan perbandingan antara permeabilitas efektif dengan absolutnya. .....(2.3)Dimana :k = Permeabilitas efektifko = Permeabilitas absolut (ko,kw,kg)kro = Permeabilitas relatif (kro,krw,krg)3.1.3 Saturasi Air (Sw)Asumsi umum adalah reservoir mula-mula terisi air dari selang masa perubahan geologi, minyak atau gas yang terbentuk di tempat lain kemudian berpindah ke formasi berpori, menggantikan air pada ruang pori yang lebih besar. Akan tetapi hidrokarbon pindahan ini tidak pernah dapat mengantikan hidrokarbon yang ada. Bagian ruang pori yang berisi air disebut kejenuhan air atau saturasi air, ditandai dengan symbol Sw. sisa bagian yang terisi minyak atau gas disebut saturasi hidrokarbon (Sh), atau sama dengan (1-Sw). dalam evaluasi formasi, saturasi air dapat diperkirakan dengan melakukan interpretasi log secara kuantitatif. Tujuan utama evaluasi formasi adalah menentukan kuantitas saturasi air, sehingga banyaknya hidrokarbon formasi dapat dihitung.3.1.4 Faktor Formasi (F)Factor formasi atau F adalah perbandingan resistivitas batuan yang mengandung 100% air terhadap resistivitas air formasi. Persamaannya : ......(2.4)F ditentukan dari parameter porositas yang diperoleh dari porosity log (Sonic log, Density log, Neutron log) ..........................(2.5)Dimana :a= Koefisien yang tergantung litologi berkisar antara 0.6 dan 2.m= Faktor sementasi yang tergantung dari jenis sedimen bentuk pori, macam porositas serta kemampuannya. Nilai m berkisar antara 1 - 3 .n= saturasi eksponen,Nilai n berkisar antara 1.22.23.2 LoggingLog adalah gambar kurva yang memberikan informasi tentang sifat- sifat batuan dan fluida yang diukur secara berkesinambungan di dalam sebuah sumur. Dengan tersedianya alat komputer saat ini sebuah log dapat meruakan gabungan dari beberapa log. Logging adalah suatu metoda penelitian dengan pekerjaan mencatat atau merekam data-data di bawah permukaan untuk setiap kedalaman, mulai dari dasar sumur sampai ke permukaan dengan menggunakan peralatan log. Data yang dihasilkan merupakan gambaran hubungan antara kedalaman dengan karakter atau sifat-sifat formasi batuan.Jadi tujuan dari logging adalah untuk memperoleh data sumur yang akan diinterpretasikan. Kegiatan logging dapat dilakukan setelah proses pemboran (open hole logging) atau bersamaan dengan proses pemboran (LWD) maupun pada tahap produksi (cased hole logging). Pada waktu pelaksanaan pemboran akan terjadi filtrasi lumpur yang merembes atau masuk ke dalam formasi (perbedaan tekanan) akibatnya akan terbentuk tiga zona akibat pengaruh lumpur pemboran, yaitu :Gambar 2.2Penampang Lubang Bor

3.2.1 Zona Terinvasi (Invaded Zone atau Flushed Zone)Zona ini terletak paling dekat dengan lubang bor dan terisi oleh air filtrasi lumpur yang mendesak kandungan semula, namun mungkin saja tidak semua kandungan fluida awal terdesak ke dalam zona yang lebih dalam.3.2.2 Zona Peralihan (Transition Zone)Zona peralihan terletak di sebelah dalam zona terinvasi, sebagian isinya adalah kandungan fluida awal dan filtrat lumpur pemboran yang masuk ke dalam zona ini.

3.2.3 Zona Tidak Terinvasi (Uninvaded Zone)Zona ini terletak paling jauh dari lubang bor, serta seluruh pori batuan masih terisi oleh kandungan semula. Oleh karena itu sifat petrofisik yang ada pada zona ini merupakan sifat asal dari formasi atau reservoir tersebut. Sifat petrofisik yang bias dikaji secara kuantitatif pada zona ini adalah Rt (Resistivitas formasi sebenarnya), Rw (Resistivitas air), dan Sw .3.3 Alat LoggingAlat logging yang digunakan pada tugas akhir ini terdiri atas , Gamma Ray Log, Density Log, Neutron Log, dan Sonic Log. Alat logging tersebut untuk mengukur parameter petrofisik pada setiap kedalaman secara tepat dan berkesinambungan dari informasi yang sesuai dengan kegunaan masing-masing alat logging tersebut. Konsep dan dasar interpretasi logging ini didasarkan pada jenis deteksi yang digunakan. Untuk melakukan suatu interpretasi atau analisa log baik kualitatf maupun kuantitatif, digunakan tiga jenis log utama, yaitu :1. Log listrik atau elektrik2. Log radioaktif 3. Log akustik atau sonic logDisamping ketiga jenis log tersebut di atas, digunakan pula Log Caliper yang merupakan log penunjuk kondisi lubang sumur.3.4 Jenis Log Listrik atau ElektrikLog listrik atau elektrik adalah jenis log yang digunakan untuk mengukur resistivitas atau tahanan jenis batuan dan potential diri batuan. Adapun jenis log listrik atau elektrik diantaranya adalah :1. SP Log (Spontaneous Potential Log)2. Resistivity Log3.4.1 Spontaneous Potensial Log (SP Log)Spontaneous Potensial (SP) Log adalah rekaman selisih potesial antara sebuah elektroda yang ditempatkan di permukaan tanah dengan suatu elektroda yang diturunkan ke dalam lubang. Satuannya adalah millivolt (mV). SP Log tidak dapat direkam di dalam lubang sumur yang diisi oleh lumpur yang tak konduktif karena diperlukan medium yang dapat menghantarkan arus listrik antara elektroda alat dan formasi. Pada lapisan serpih (shale), kurva SP log umumnya berupa garis lurus yang disebut garis dasar serpih (shale base line), sedangkan pada formasi permeable kurva SP log menyimpang dari garis dasar serpih yaitu garis pasir (sand line). Penyimpangan kurva SP log dapat ke kiri shale base line (disebut defleksi negatif) atau kekanan (disebut defleksi positif), hal ini karena adanya perbedaan kadar garam atau salinitas dan air formasi dan filtrasi lumpur.3.4.2 Resistivity LogResistivitas atau tahanan jenis suatu batuan adalah suatu kemampuan batuan untuk menghambat jalannya arus listrik yang mengalir melalui batuan tersebut. Resistivitas rendah bila batuan mudah mengalirkan arus listrik dan resistivitas tinggi bila batuan sulit mengalirkan arus listrik. Resistivitas kebalikan dari konduktivitas, satuan dari resistivitas adalah ohm-meter. Adapun tujuan pengukuran resistivitas ini adalah untuk menentukan resistivitas batuan didaerah uninvided zone. Besarnya resistivitas suatu batuan tergantung pada sifat atau karakter fisik dari batuan tersebut. Sifat atau karakter fisik dari batuan diantaranya adalah porositas, salinitas dan jenis batuan. Disamping itu, factor kandungan fluida juga ikut menentukan besarnya harga resistivitas. Resistivity log biasanya ditampilkan pada track 2 dan ditampilkan dengan gabungan dari log log resistivitas lainnya yang memiliki perbedaan jangkaun pengukuran antara satu resistivity log dengan resistivity log lainnya. 3.4.2.1 Induction LogAlat logging ini terdiri dari transmitter dan receiver. Prinsip kerja induction log yaitu didalam kumparan pemancar mengalir arus dengan amplitude konstan dan frekuensi sebesar 20 kHz. Arus ini menimbulkan sebuah medan magnet yang menyebabkan suatu arus circular mengalir dalam media di sekitar alat yang disebut arus eddy. Arus eddy ini lalu menimbulkan medan magnet dan menghasilkan arus sekunder didalam formasi batuan. Arus sekunder (arus induksi) yang dihasilkan akan diterima kumparan penerima sebagai arus konduktivitas yang sebanding dengan konduktivitas formasi, dimana selanjutnya dikonversikan kedalam resistivitas. Induction Log dapat dipakai untuk lubang bor yang berisi selain lumpur air tawar.3.4.2.2 Lateral LogLateral Log merupakan alat electric survey log yang telah ditingkatkan kemampuannya karena dilengkapi dengan pelindung (guarded) electrode sehingga dapat bekerja tanpa dipengaruhi efek lubang bor yang tidak diinginkan. Arus listrik dengan kuat arus tertentu dipancarkan dari transmitter masuk ke dalam formasi. Arus listrik yang dipancarkan dapat dipaksakan mengalir masuk ke formasi karena arus listrik yang dipancarkan dapat diatur. Alat ini terdiri dari dua elektroda arus A dan B serta dua elektroda potensial M dan N.Lateral Log akan sangat baik digunakan pada lubang bor yang berisi lumpur air tawar dan rasio Rmf/Rw kurang dari 3. Selain itu, Lateral Log akan memberikan hasil yang lebih baik ketika lapisan formasi yang tebalnya minimal 10 ft. Lateral Log akan menghasilkan hasil yang lebih baik dari induction log. Tujuan log ini adalah untuk mengukur Rt, yaitu resistivitas formasi yang terinvasi.

Gambar 2.4Skema Rangkaian Dasar Lateral Log3.4.2.3 Micro Lateral LogMicro Lateral Log merupakan alat resistivitas yang dirancang khusus untuk menentukan resistivity flushed zone (Rxo) pada lumpur dasar air (water base mud). Prinsip kerja alat tersebut adalah elektroda-elektroda yang ada, terbuat dari bahan konduktif yang berbentuk lingkaran atau persegi yang melekat pada sebuah bantalan hidrolik, dan mempunyai jangkauan pengukuran yang sangat dangkal. 3.5Jenis Log RadioaktifLog Radioaktif pad adasarnya adalah log yang menggunakan detektor radioaktif Hingga kini berbagai log yang menggunakan detektor radioaktif telah dikembangkan untuk memperkirakan karakteristik formasi, diantaranya adalah Gamma Ray Log, Densitas Log, dan Neutron Log. Alat tersebut antara lain digunakan untuk menentukan litologi formasi, porositas dan volume shale.3.5.1Gamma Ray Log (GR Log)Gamma Ray Log merupakan log radioaktif yang baik untuk memisahkan antara lapisan shale dan lapisan permeabel. Prinsip dasar Gamma Ray Log adalah perekaman radioaktif alami yang dikandung suatu batuan yang berasal dari tiga unsur utama, yaitu, Uranium-U,Thorium-T, dan Potasium-K yang secara kontinu memancarkan Gamma Ray dalam bentuk pulsa-pulsa energi radiasi tinggi. Sinar Gamma ini mampu menebus batuan dan diseteksi oleh detector. Selama proses perubahan geologi batuan, umumnya tingkat radiasi shale lebih tinggi dibandingkan dengan batuan lain, ini disebabkan karena unsur radioaktif. Lebih cenderung mengendap dilapisan shale yang impermeable.Rekaman Gamma Ray Log diukur dalam satuan API dan biasanya ditampilkan pada kolom pertama bersama-sama dengan kurva SP Log dan Caliper. Hubungan antara kandungan shale dengan Gamma Ray Log dirumuskan sebagai berikut. ............................................................................(2.6)Dimana: Vshale= Volume Shale, fraksi GRlog= Pembacaan log pada lapisan yang diteliti, API Grmin= Pembacaan log pada lapisan yang bersih, API Grmax=Pembacaan log pada lapisan 100% shale (clay), APIKegunaan dari Gamma Ray Log adalah:1. Menghitung besarnya volume shale.2. Menentukan lapisan permeabel.3. Korelasi lg pada sumur dengan sumur lainnya.3.5.2Density LogDensity Log mengukur perbedaan intensitas radiasi sinar gamma yang dipancarkan dan diterima detektor dan merupakan kurva yang menunjukkan besarnya densitas batuan. Sinar gamma merupakan partikel dengan kecepatan yang tinggi akan membentur elektro-elektron yang terdapat dalam formasi, sehingga benturan tersebut akan menyebabkan sinar gamma kehilangan energi. Bila jumlah elektron diformasi meningkat maka jumlah sinar gamma yang kehilangan juga meningkat,meyebabkan sinar gamma yang tercatat pada detektor menurun. Jadi sinar gamma yang terukur oleh alat pencatat (detektor) tergantung pada jumlah elektron yang berbenturan.Rekaman densitas log ini diukur denga satuan gr/cc dan biasanya ditampilkan pada track 3 (tiga) bersama-sama dengan Neutron Log. Densitas dari batuan (pma) dalam gr/cc adalah sebagai berikut:Sandstone=2.65 g/ccLimestone=2.71 gr/ccDolomite=2.85 gr/ccAnhydrite=2.95 gr/ccPenentuan porositas dari densitas batuan dinyatakan dengan rumus: ............................................................................................(2.7)Dimana: Pma = Densitas alatrik (gr/cc) Pb = Pembacaan dari Densitas log (gr/cc) Pf = Densitas fluida lumpur pemboran (gr/cc)3.5.3Neutron LogNeutron Log digunakan untuk menentukan porositas total bantuan formasi. Biasanya semakin banyak fluida (minyak atau air) yang terkandung dalam formasi akan memberikan pembacaan porositas yang tinggi. Sedangkan pada formasi yang mengandung gas akan memberikan pembacaan porositas yang lebih rendah karena pada gas konsentrasi hidrogen lebih rendah. Neutron Log ini biasanya ditampilkan pada Track 3 (tiga), bersama-sama dengan Densitas Log.

3.6Log Akustik atau Sonic LogLog Akustik atau Sonic Log berfungsi untuk mendapatkan porositas batuan. Walaupun Sonic Log mengukur kelajuan gelombang suara akan tetapi secara praktis Sonic Log diskalakan menurut besaran waktu transit yang mempunyai satuan . Pada alat Sonic log ini terdapat transmitter (pemancar) yang mengirimkan gelombang suara kedala formasi yang diterima oleh receiver (penerima).3.7Caliper LogCaliper Log digunakan sebagai log penunjang, untuk mengetahui perubahan diameter sepanjang lubang bor. Log ini mengukur diameter lubang bor yang bervariasi akibat adanya invasi lumpur pada saat pemboran ataupun adanya caving pada lapisan unconsolidated. Peralatan caliper log dilengkapi dengan pegas yang dapat mengembang secara fleksibel. Satuan caliper log ini adalah inch. Adapun fungsi dan log caliper yaitu:1. Menentukan lapisan permeable dan impermeable dengan melihat kandungan kerak lumpur.2. Untuk menghitung volume lubang bor guna menentukan volume semen pada operasi cementing.3.8Penentuan Volume Shale (Vsh)Volume shale dapat dihitung dengan menggunakan 4 (empat) rekaman log, yaitu Resistivity, Neutron, Spontaneous Potensial dan Gamma Ray.Adanya shale atau serpih dalam lapisan formasi dapat menyebabkan kekeliruan dalam perhitungan porositas dan saturasi air. Shale dapat mengurangi keakuratan interpretasi log.3.9Persamaan Saturasi Air (SW)Ada beberapa persamaan yang umum digunakan untuk mengevaluasi nilai saturasi air (Sw) seperti Archie, Simandoux, dan Persamaan Indonesia serta beberapa persamaan lain. Tetapi pada formasi yang terdapat shale secara cukup besar maka digunakan metode saturasi, antara lain metode Simandoux, Persamaan Indonesia dan Waxman & Smith Model.3.9.1Metode ArchieMetode archie sangat cocok untuk dipakai pada formasi clean baik itu sand maupun karbonat. Metode archie tidak cocok digunakan untuk formasi yang terdapat Volume Shale yang cukup besar. Berikut ini adalah rumus untuk metode Archie: .....................................................................................(2.8)Dimana:Rt= Resistivitas formasi, ohm meter= Porositas, fraksia= Koefisien Iitologi, berkisar antara 0.6 dan 2m= Faktor sementasi Nilai m berkisar antara 1 dan 3n= Saturasi eksponen, berkisar anatara 1.2 2.2Rw= Resistivitas air formasi, ohm meterSw= Saturasi air, fraksi

3.9.2Metode SimandouxDasarnya adalah:.......................................................(2.9)Dengan: .....................................................................................(2.10) .....................................................................(2.11) .....................................................................(2.12)Dimana:Rw: Resistivitas air formasi, ohm-m: Porositas efektif, fraksiRt: Resistivitas formasi, ohm-mRsh: Resistivitas pada lapisan shale, ohm-mVsh: Volume shale pada shally foralation, fraksiC: Konstanta sandstone 0.40 dan karbonat, limestone = 0.45: Porositas koreksi dan density, fraksi : Porositas koreksi dan neutron, fraksi : Porositas density pada lapisan shale, fraksi : Porositas neutron pada lapisan shale, fraksi3.9.3Metode IndonesiaPersamaan Indonesia merupakan modifikasi dari metoda Simandoux yang diciptakan Schlumberger untuk digunakan di Indonesia. ..................................................................(2.13) ...................................................................(2.14)Atau: ..............................................................(2.15)Dimana:Rt= Resistivitas formasi, ohm-mRxo= Resistivitas batuan pada flushed zone, ohm-mVsh= Volume shale pada shaly formation, fraksia= Koefisien litologi, berkisar antara 0.6 dan 2m= Faktor sementasi, berkisar antara 1 dan 3n= Saturasi eksponen, berkisar antara 1.2 2.2Rw= Resistivitas air formasi, ohm-mRmf= Resistivitas filtrat lumpur, ohm-m3.10Ketebalan FormasiNet pay atau ketebalan formasi adalah ketebalan formasi batuan yang prosuktif. Simbol biasa digunakan untuk ketebalan formasi adalah h.Untuk dapat membedakan net pay atau interval produktif (h) dan non produktif digunakan beberapa cut off reservoir. Cut off adalah penghilangan beberapa bagian reservoir yang tidak produktif untuk menentukan ketebalan formasi yang prosuktif. Secara umum yang dimaksud dengan net pay adalah ketebalan formasi yang dihitung menggunakan harga cut off Vsh,, dan Sw.3.11Perhitungan Cadangan Minyak Secara VolumetrikApabila suatu pemboran eksplorasi migas berhasil menemukan adanya cadangan minyak dan gas di suatu reservoir, penentuan besarnya cadangan migas tersebut penting untuk diketahui. Hal ini berkaitan dengan kelanjutan pengembangan terhadap reservoir tersebut, apakah cadangan minyak dan gas tersebut ekonomis atau tidak untuk diproduksikan.Salah satu metode yang digunakan untuk menghitung besarnya cadangan minyak dan gas tersebut adalah dengan menggunakan metode volumetrik. Metode volumetrik lebih banyak menggunakan data-data geologi dari bawah permukaan dan parameter petrofisik batuan formasi sehingga dapat menghitung cadangan migas ditempat.Metode perhitungan cadangan secara volumetrik membutuhkan peta cadangan atau reserve map. Peta cadangan tersebut dibuat atas dasar peta struktur dan peta geologi bawah tanah. Reserve map adalah peta bawah tanah yang menggambarkan bentuk akumulasi minyak dan gas yang meliputi luas akumulasi dan penyebaran ketebalan (h) lapisan gas. Dengan bantuan peta tersebut maka volume batuan yang mengandung hidrokarbon dapat di hitung. Sebelum mendapatkan nilai dari Original Gas In Place (OGIP) dan Original Oil In Place (OOIP) terlebih dahulu menghitung nilai dari saturasi air (Sw) rata- rata dan porositas efektif rata-rata. Berikut adalah persamaan untuk menghitung saturasi air dan porositas efektif rata-rata. ..........................................................................................(2.16) ........................................................................................(2.17)Dimana:= Porositas rata-rata, fraksihi= Net pay rata-rata semua umur, meterSwi= Saturasi air rata-rata, fraksiUntuk menghitung cadangan minyak menggunakan metode volumetrik dibutuhkan data-data seperti porositas, saturasi air, faktor volume formasi minyak, dan volume batuan. Berikut adalah persamaan untuk menghitung cadangan minyak secara volumetrik: ..............................................................................(2.18)Dimana:OOIP= Volume minyak awal ditempat, STBVb= Volume batuan, acre-ft = Porositas, fraksiSwi= Saturasi air formasi awal, fraksiBoi= Faktor volume formasi minyak awal, bbl/STBBerikut adalah persamaan untuk menghitung cadangan gas secara volumetrik: .............................................................................(2.19)Dimana:OGIP= Volume gas awal ditempat, SCFVb= Volume batuan, acre-ft = Porositas, fraksiSwi= Saturasi air formasi awal, fraksiBgi= Faktor volume formasi gas awal, cuft/SCF

BAB VPEMBAHASAN

Interpretasi log pada makalah ini dilakukan dilapangan X pada sumur-sumur KE23B-1. Litologi pada zona sumur-sumur ini adalah karbonat dengan didominasi oleh limestone. Interpretasi log dilakukan secara kualitatif dan kuantitatif. Secara kualitatif adalah melihat bentuk kurva-kurva log untuk menentukan lapisan permeabel dan isi kandungan batuan serta batas-batas fluida. Sebelum dilakukan interpretasi log secara kuantitatif terlebih dahulu dilakukan persiapan data awal, untuk menentukkan sifat fisik batuan seperti, porositas, porositas efektif, tebal net pay, saturasi air, dan luas area. Pada makalah ini, tiga data awal yang diteliti adalah porositasn(efektif), tebal net pay, dan saturasi air yang diperoleh dari interpretasi, pembacaan log dan perhitungan.Rekaman log yang digunakan untuk interpretasi log pada tulisan ini adalah GR log dan caliper log yang digunakan untuk menentukan lapisan yang permeabel dan volume shale. Selain itu, pada tulisan ini juga digunakan kombinasi antara neutron log dan density log untuk menghitung porositas dan porositas efektif batuan.Melalui GR log, dapat dibedakan zona permeabel dan zona impermeabel. Pengukuran GR log ini didasarkan pada tingkat radioaktivitas suatu batuan. Pada zona permeabel,pembacaan kurva GR akan memberikan harga yang kecil. Hal tersebut dikarenakan pada zona permeabel tingakt radioaktivitasnya cenderung lebih rendah dibandingkan dengan tingkat radioaktivitas pada lapisan impermeabel.Setelah menentukan zona permeabel, kemudian dibaca resistivity log untuk mengetahui resistivitas batuan dan memperkirakan ada tidaknya kandungan hidrokarbon. Resistivitas air formasi diperoleh dari analisa air dari laboratorium atau dapat dengan perhitungan yang berasal dari data log. Resistivitas air formasi disetiap sumur pada lapangan X berbeda-beda. Resistivitas air ini akan menjadi referensi untuk resistivitas air dilapisan yang terdapat hidrokarbon. Adapun resistivitas air formasi tersebut akan digunakan untuk menentukan perhitungan selanjutnya, sperti saturasi air.Langkah selanjutnya adalah menghitung kandungan shale, karena kandungan shale suatu lapisan sangat mempengaruhi porositas efektif dan saturasi airnya. Oleh karena itu, penentuan volume shale merupakan langkah awal kegiatan interpretasi log secara kuantitatif, penentuan volume shale pda makalah ini menggunkan metode GR log. Adanya shale akan menurunkan harga porositas dan menaikkan saturasi air.Porositas batuan pada tulisan ini ditentukan ari kombinasi antara kurva density log dan neutron log. Defleksi kurva neutron log terjadi akibat adanya jumlah atom hidrogen dalam suatu formasi. Atom hidrogen ini banyak ditemukan pada lapisan yang mengandung hidrokarbon. Sebaliknya adanya hidrokarbon akan menurunkan densitas formasi. Karena itu, porositas dari neutron log dan density log harus dikoreksi terhadap volume shale sehingga didapatkan porositas efektif. Dengan melakukan kombinasi ini, diharapkan log-log tersebut dapat saling mengkoreksi kesalahan yang ada. Porositas efektif batuan masing-masing sumur berkisar antara 15% - 24%.Untuk menentukan saturasi air pada makalah ini digunakan metode Archie dan Indonesia. Berdasarkan perhitungan saturasi air dilapangan X berkisar 36% - 54%. Untuk perhitungan saturasi air diperlukan data-data seperti, resistivitas batuan formasi, resistivitas air formasi, volume shale, porositas efektif dan parameter lain yang mendukung seperti faktor tortuosity (a), faktor sementasi (m), saturasi eksponen (n), dan resistivitas shale. Pada makalah ini, harga a, m, dan n menggunakan asumsi yaitu a=1, m=2, n=2 yang digunakan pada semua sumur. Metode Indonesia dipilih untuk perhitungan saturasi air pada lapisan shally karena lebih teliti jika dibandingkan dengan metode lain. Net pay merupakan ketebalan lapisan produktif atau lapisan yang benar-benar mengandung celan sand atau clean carbonat.Untuk menghitung OOIP dan OGIP secara volumetrik, data yang dibutuhkan adalah volume batuan reservoir (Vb), porositas efektif, dan saturasi air. Sedangkan untuk menghitung volume batuanreservoir dibuthkan data net pay untuk setiap sumur. Harga net pay dari setiap sumur diperoleh dari net pay zone dengan mempertimbangkan harga cut off. Berdasarkan data boundary yang diberikan, maka luas area reservoir pada lapangan X adalah 1x106 acre. Faktor volume formasi minyak merupakan parameter yang diperlukan untuk mengubah volume minyak dari kondisi reservoir ke kondisi standar permukaan. Faktor volume formasi gas awal bernilai 0.95 cuft/SCF dan faktor volume formasi minyak awal bernilai 1.05 bbl/STB. Setelah semua data yang diperlukan diperoleh, maka dapat langsung dihitung cadangan minyak dan gas awal (menggunakan software) dilapangan X secara berturut-turut, yaitu 2130 MMSTB dan 21095 MMSCF.

BAB VKESIMPULAN

1. Lapangan X merupakan lapangan karbonat yang didominasi oleh limestone.2. Nilai porositas untuk sumur dimulai dari KE23B-1 adalah 21.7%.3. Nilai porositas efektif untuk sumur mulai dari KE23B-1 adalah 15.5%.4. Nilai saturasi air untuk tiap-tiap sumur mulai dari KE23B-1 adalah 54%.5. Total cadangan gas dan minyak awal dilapangan X pada sumur KE23B-1 yaitu 3700 BSCF dan 596 BSTB.

DAFTAR PUSTAKA

1. Sumantri, R dan Asri Nugrahanti, Penilaian Formasi I, Calakan Mediatama, Bogor, 2010.2. Linggani, Horeb L., Analisa Hasil Logging dan Perhitungan Cadangan pada Zona Produktif di Lapangan X, Tugas Akhir, Jurusan Teknik Perminyakan Trisakti, Jakarta, 2014.

DAFTAR SIMBOL

b= Densitas Batuan, gr/ccf= Densitas Fluida, gr/ccma= Densitas Matrix, gr/cc= Porositas, %ei= Porositas Rata-rata, fraksia= Koefisien LitologiBgi= Faktor Volume Formasi Gas Awal, cuft/STBBoi= Faktor Volume Formasi Minyak Awal, bbl/STBBV= Volume Total Batuan, cm3F= Faktor FormasiGRlog= Pembacaan Log Pada Lapisan Yang Diteliti, APIGRmin= Pembacaan Log Pada Lapisan Yang Bersih, APIGRmax= Pembacaan Log Pada Lapisan 100% Shale, APIGV= Volume Butiran, cm3h= Net Pay, fthi= Net Pay Rata-rata Semua Sumur, ftK= Permeabilitas, darcym= Faktor Sementasin= Saturasi EksponenOOIP= Volume Minyak Awal Ditempat, STBOGIP= Volume Gas Awal Ditempat, SCFPV= Volume Pori, cm3Rmf= Resistivitas Air Formasi, ohm-mRt= Resistivitas Batuan Pada Uninvaded Zone, ohm-mSw= Saturasi Air, %Swi= Saturasi Air Formasi Awal, fraksiVsh= Volume Shale, fraksi