ANALISA WELL LOGGING UNTUK PENENTUAN LINGKUNGAN PENGENDAPAN

ANALISA WELL LOGGING UNTUK PENENTUAN LINGKUNGAN PENGENDAPAN


PENDAHULUAN
1.1 Maksud
Melakukan interpretasi data wireline log secara kualitatif.
Mengevaluasi parameter-parameter dalam analisis kualitatif data wireline log yang meliputi zona batuan reservoir, jenislitologi, serta jenis cairan pengisi formasi.
Menentukan jenis-jenis dan urutan litologi denganmenggunakan data wireline log .
Menentukan ada atau tidaknya kandungan hidrokarbon padasuatu formasi menggunakan data
wireline log.
Menentukan lingkungan pengendapan suatu zona hidrokarbonberdasarkan data
wireline log.

1.2 Tujuan
 Mengetahui informasi-informasi seperti litologi, porositas,resistivitas, dan kejenuhan hidrokarbon berdasarkan data wireline log 
Mengetahui keterdapatan hidrokarbon dalam suatu lapisandengan menggunakan data wireline log .
Mengetahui lingkungan pengendapan suatu zona hidrokarbonberdasarkan interpretasi datawireline log.


DASAR TEORI
2.1 Well Logging 
Well logging 
merupakan suatu teknik untuk mendapatkan databawah permukaan dengan menggunakan alat ukur yang dimasukkan kedalam lubang sumur, untuk evaluasi formasi dan identifikasi ciri-ciri batuandi bawah permukaan (Schlumberger, 1958).Tujuan dari well logging adalah untuk mendapatkan informasilitologi, pengukuran porositas, pengukuran resistivitas, dan kejenuhanhidrokarbon. Sedangkan tujuan utama dari penggunaan log ini adalahuntuk menentukan zona, dan memperkirakan kuantitas minyak dan gas bumi dalam suatu reservoir. Pelaksanaan wireline logging merupakan kegiatan yang dilakukandari memasukkan alat yang disebut sonde ke dalam lubang pemboransampai ke dasar lubang. Pencacatan dilakukan dengan menarik sondetersebut dari dasar lubang sampai ke kedalaman yang diinginkan dengan kecepatan yang tetap dan menerus. Kegiatan ini dilakukan segera setelah pekerjaan pengeboran selesai ( lihat Gambar 1.1). Hasil pengukuran atau pencatatan tersebut disajikan dalam kurva log vertikal yang sebandingdengan kedalamannya dengan menggunakan skala tertentu sesuai keperluan pemakainya.Tampilan data hasil metode tersebut adalah dalam bentuk log yaitu grafik kedalaman dari satu set kurva yang menunjukkan parameter yang diukur secara berkesinambungan di dalam sebuah sumur (Harsono,1997). Dari hasil kurva-kurva yang menunjukkan parameter tersebut dapatdiinterpretasikan jenis-jenis dan urutan-urutan litologi serta ada tidaknyaKomposisi hidrokarbon pada suatu formasi di daerah penelitian. Dengan kata lain metode well logging merupakan suatu metode yang dapatmemberikan data yang diperlukan untuk mengevaluasi secara kualitatif dan kuantitatif adanya Komposisi hidrokarbon.
Dalam pelaksanaan well logging truk logging diatur segaris dengankepala sumur, kabel logging dimasukkan melalui dua buah roda-katrol.Roda katrol atas diikat pada sebuah alat pengukur tegangan kabel. Didalam kabin logging atau truk logging terdapat alat penunjuk beban yang menunjukkan tegangan kabel atau berat total alat. Roda katrol bawah diikat pada struktur menara bor dekat dengan mulut sumur. Setelah alat-alat logging disambungkan menjadi satu diadakan serangkaian pemeriksaan ulang dan kalibrasi sekali lagi dilakukan supaya yakin bahwa alat berfungsi dengan baik dan tidakterpengaruh oleh suhu tinggi atau lumpur. Alat logging kemudian ditarikdengan kecepatan tetap, maka dimulailah proses perekaman data. Untukmengumpulkan semua data yang diperlukan, seringkali diadakan beberapa kali perekaman dengan kombinasi alat yang berbeda (Harsono,1997). Sistem pengiriman data di lapangan dapat menggunakan jasasatelit atau telepon, sehingga data log dari lapangan dapat langsungdikirim ke pusat komputer untuk diolah lebih lanjut perbedaan elektrokimia antara air di dalam formasi dan lumpur pemboran,akibat adanya perbedaan salinitas antara lumpur dan Komposisi dalambatuan maka akan menimbulkan defleksi positif atau atau negatif darikurva ini (Bassiouni, 1994).Gambar 1.2 Metode log SP (modified from Bassiouni, 1994).Potensial ini diukur dalam milivolts (mV) dalam skala yang relatif yang disebabkan nilai mutlaknya (absolute value) bergantung pada sifat-sifat dari lumpur pemboran. Dibagian yang shaly , defleksi SP maksimum ke arah kanan yang dapat menentukan suatu garis dasar shale. Defleksidari bentuk log shale baselinemenunjukan zona batuan permeabel yangmengandung fluida dengan salinitas yang berbeda dari lumpur pemboran(Russell, 1951).Log SP hanya dapat menunjukkan lapisan permeabel, namun tidakdapat mengukur harga absolut dari permeabilitas maupun porositas darisuatu formasi. Log SP sangat dipengaruhi oleh beberapa parameter seperti resistivitas formasi, air lumpur pemboran, ketebalan formasi dan parameter lain. Jadi pada dasarnya jika salinitas Komposisi dalam lapisanlebih besar dari salinitas lumpur maka kurva SP akan berkembang negatif dan jika salinitas Komposisi dalam lapisan lebih kecil dari salinitas lumpur maka kurva SP akan berkembang positif. Dan bilamana salinitas Komposisi dalam lapisan sama dengan salinitas lumpur maka defleksikurva SP akan merupakan garis lurus sebagaimana pada shale (Doveton,1986).Kurva log SP tidak mampu secara tepat mengukur ketebalanlapisan karena sifatnya yang lentur. Perubahan dari posisi garis dasar serpih (Shale BaseLine) ke garis permeabel tidak tajam melainkan halussehingga garis batas antara lapisan tidak mudah ditentukan.Kegunaan Log SP adalah untuk (Exploration Logging, 1979) :1. Identifikasi lapisan-lapisan permeabel.2. Mencari batas-batas lapisan permeabel dan korelasi antar sumur berdasarkan batasan lapisan tersebut.3. Menentukan nilai resistivitas air-formasi (Rw).4. Memberikan indikasi kualitatif lapisan serpih.


 Gambar 1.3 Pembacaan kurva log SP (Bassiouni, 1994).
Dari berbagai kondisi batuan dan Komposisi yang ada di dalamnya,bentuk-bentuk kurva SP adalah sebagai berikut :
Pada lapisan shale, kurva SP berbentuk garis lurus. Pada lapisan permeabel mengandung air asin, defleksi kurvanyaakan berkembang negatif (ke arah kiri dari garis shale). Pada lapisan permeabel mengandung hidrokarbon, defleksi SPakan berkembang negatif.Pada lapisan permeabel mengandung air tawar, defleksi SP akanberkembang positif.

1.2.1.2 Log Resistivitas
Resistivitas atau tahanan jenis suatu batuan adalah suatukemampuan batuan untuk menghambat jalannya arus listrik yang mengalir melalui batuan tersebut (Thomeer, 1948). Resistivitas rendah apabilabatuan mudah untuk mengalirkan arus listrik dan resistivitas tinggi apabilabatuan sulit untuk mengalirkan arus listrik. Resistivitas kebalikan darikonduktivitas, satuan dari resisitivitas adalah ohmmeter (Ÿmeter). Besarnya harga resisitivitas (tinggi atau rendah) suatu batuan tergantungpada sifat karakter dari batuan tersebut. Nilai resistivitas pada suatu formasi bergantung dari (Chapman, 1976) :
Salinitas air formasi yang dikandungnya.
Jumlah air formasi yang ada.
Struktur geometri pori-pori.Sifat atau karakter batuan diantaranya adalah porositas, salinitasdan jenis batuan, hal ini dapat dianalisis sebagai berikut:
Pada lapisan permeabel yang mengandung air tawar, hargaresistivitasnya tinggi, karena air tawar mempunyai salinitas rendahbahkan lebih rendah dari air filtrasi sehingga konduktivitasnya rendah.

Pada lapisan permeabel yang mengandung air asin, harga resistivitasnya rendah karena air asin mempunyai salinitas yangtinggi sehingga konduktivitasnya tinggi. Pada lapisan yang mengandung hidrokarbon resistivitasnya tinggi. Pada lapisan yang mengandung sisipan shale, harga resistivitasnyamenunjukkan penurunan yang selaras dengan persentase sisipantersebut.Pada lapisan kompak harga resistivitas tinggi, karena lapisankompak mempunyai porositas mendekati nol sehingga celah antar butir yang menjadi media penghantar arus listrik relatif kecil.


 Gambar 1.4 Defleksi log resistivitas (Rider, 1996).
Ketika suatu formasi di bor, air lumpur pemboran akan masuk kedalam formasi sehingga membentuk 3 zona yang terinvasi, yaitu :
a. Flushed Zone
Merupakan zona infiltrasi yang terletak paling dekat dengan lubangbor serta terisi oleh air filtrat lumpur yang mendesak Komposisisemula (gas, minyak ataupun air tawar). Meskipun demikianmungkin saja tidak seluruh Komposisi semula terdesak ke dalamzona yang lebih dalam.
b. Transition Zone
Merupakan zona infiltrasi yang lebih dalam keterangan zona iniditempati oleh campuran dari air filtrat lumpur dengan Komposisisemula.
c. Uninvaded Zone
Merupakan zona yang tidak mengalami infiltrasi dan terletak paling jauh dari lubang bor, serta seluruh pori-pori batuan terisi olehKomposisi semula.


 Gambar 1.5 Zona-Zona Infiltrasi (Asquith 1982 fade Link, 2001).


2.2.2 Log Radioaktif 
Log ini menyelidiki intensitas radioaktif mineral yang mengandungradioaktif dalam suatu lapisan batuan dengan menggunakan suaturadioaktif tertentu.
2.2.2.1 LogG amma Ray 
Menurut Bassiouni (1994), log ini digunakan untuk mengukur intensitas radioaktif yang dipancarkan dari batuan yang didasarkan bahwasetiap batuan memiliki komposisi komponen radioaktif yang berbeda-beda. Unsur±unsur radioaktif itu adalah Uranium(U),Thorium(Th), danPottasium(K). Log sinar gamma mengukur intensitas sinar gamma alamiyang dipancarkan oleh formasi. Sinar gamma ini berasal dari peluruhanunsur-unsur radioaktif yang berada dalam batuan.Batupasir dan batugamping hampir tidak mengandung unsur-unsur radioaktif. Serpih mempunyai komposisi radioaktif yang tinggi yaitu rata-rata 6 ppm Uranium, 12 ppm Thorium dan 2% Potassium (Schlumberger,1958). Berdasarkan hal ini maka log sinar gamma dapat digunakan untukmengetahui komposisi serpih pada suatu formasi.Pada lapisan permeabel yang bersih (clean), kurva gamma ray menunjukkan intensitas radioaktif yang sangat rendah, terkecuali jikamempunyai komposisi mineral-mineral tertentu yang bersifat radioaktif.Sedangkan pada lapisan yang kotor (shally ), kurvagamma ray akan menunjukkan intensitas radioaktif yang tinggi. Batubara oleh log sinar gamma ditunjukkan dengan nilai yang sangat rendah. Hal ini disebabkanbatubara berasal dari material organik sehingga tidak mempunyaikomposisi unsur radioaktif.Log ini umumnya berada disebelah kiri kolom kedalaman dengansatuan API unit ( American Petroleum Institute). Log sinar gamma terutamadigunakan untuk membedakan antara batuan reservoir dan non reservoir.Selain itu juga penting didalam pekerjaan korelasi dan evaluasi komposisiserpih di dalam suatu formasi.


 Gambar 1.6 Defleksi log
gamma ray 
(Dewan, 1983).
2.2.2.2 Log Densitas (RHOB)
Log ini menunjukkan besarnya densitas dari batuan yang ditembuslubang bor. Dari besaran ini sangat berguna dalam penentuan besaran porositas. Selain itu juga dapat mendeteksi adanya indikasi hidrokarbon atau air bersama-sama dengan log neutron.Prinsip dasar dari log densitas ini adalah menggunakan energiyang berasal dari sinar gamma. Pada saat sinar gamma bertabrakan dengan elektron dalam batuan akan mengalami pengurangan energi.Energi yang kembali sesudah mengalami benturan akan diterima oleh detektor yang berjarak tertentu dengan sumbernya (makin lemah energiyang kembali menunjukkan makin banyaknya elektron-elektron dalambatuan, yang berarti makin padat butiran/mineral penyusun batuanpersatuan volume (Dewan, 1983). Dalam log densitas besarnya nilai kurva dinyatakan dalam satuan gram/cc.

Menurut Sonnenberg (1991), kegunaan log densitas adalah untuk : Mengukur nilai porositas, Korelasi antar sumur pemboran, Mengenali komposisi atau indikasi fluida dari formasi.

2.2.2.3 Log Neutron (NPHI)
Menurut Schlumberger (1958), log neutron berguna untuk penentuan besarnya porositas batuan. Prinsip dasar dari alat ini adalah memancarkan neutron secara terus menerus dan konstan pada lapisan(keterangan massa neutron netral dan hampir sama dengan massa atomhidrogen). Partikel-partikel neutron memancar menembus formasi dan bertumbukan dengan material-material dari formasi tersebut. Akibatnya neutron mengalami sedikit hilang, besar kecilnya energi yang hilangtergantung dari perbedaan massa neutron dengan massa material pembentuk batuan/formasi (Doveton, 1986). Hilangnya energi yang paling besar adalah bila neutron bertumbukan dengan suatu atom yang mempunyai massa yang samaatau hampir sama, seperti halnya atom hidrogen. Peristiwa ini dalam microsecond ditangkap oleh detektor alat pengukur. Bila konsentrasi hidrogen di dalam formasi besar, maka hampir semua neutron mengalami penurunan energi serta tidak tertangkap jauh dari sumber radioaktifnya. Sebaliknya bila konsentrasi hidrogen kecil, partikel-partikel neutron akanmemancar lebih jauh menembus formasi sebelum tertangkap (Russell,1951). Dengan demikian kecepatan menghitung detektor akan meningkatsesuai dengan konsentrasi hidrogen yang semakin menurun. Defleksi logneutron dapat dilihat pada Gambar 1.7.

2.2.3 Interpretasi Log
a) Log Resistivity 
(LLD, LLS, MSFL)
-Litologi batugamping menunjukkan Resistivitas yang besar 
-Litologi batugamping menunjukkan Resistivitas yang kecil
-Air resistivitasnya kecil
-Hidrokarbon resistivitasnya besar
 b) Log Porositas (NPHI, RHOB)
-Batuamping (NPHI) : kecil(RHOB) : besar 
-Pasir (diantara batugamping dan batulempung)
-Batulempung (NPHI) : besar (RHOB) : kecil

2.2.3 Interpretasi Porositas
 Apabila kurva densitas (RHOB) lapisan tersebut berada di sebelahkiri kurva neutron (NPHI) maka lapisan tersebut menunjukkan komposisifluida.
Air : - Reisitivitas kecil (LLD, LLS, MSFL = kecil)
-NPHI kecil
-RHOB kecil
Hidrokarbon : - Reisitivitas besar (LLD, LLS, MSFL = besar)
-NPHI kecil
-RHOB besar 

2.2.4 Log Akustik/Log Soni

Log akustik ini yaitu log sonik dapat juga berfungsi dalampenentuan besarnya harga porositas dari batuan. Pada log ini terdapat transmitter yang mengirimkan gelombang suara ke dalam formasi yangditerima oleh penerima yang terdapat dalam log ini. Waktu yangdiperlukan gelombang suara setelah mencapai formasi untuk kembaliterdeteksi oleh penerima dinamakantransit time. makin lama waktu tempuhnya maka porositas batuannya tinggi (batuan tidak kompak) dansebaliknya (Norman & Edward, 1990).Tabel 1.1 Kecepatan sonik pada material tertentu (Schlumberger, 1958)


2.2.5 Log Caliper 
Log ini merupakan log penunjang keterangan log ini digunakanuntuk mengetahui perubahan diameter dari lubang bor yang bervariasiakibat adanya berbagai jenis batuan yang ditembus mata bor. Pada lapisan shale Atau clay yang permeabilitasnya hampir mendekati nol, tidak terjadi kerak lumpur sehingga terjadi keruntuhan dinding sumur bor (washed out ) sehingga dinding sumur bor mengalami perbesarandiameter. Sedangkan pada lapisan permeabel terjadi pengecilan lubangsumur bor karena terjadi endapan lumpur pada dindingnya yang disebutkerak lumpur (mud cake). Pada dinding sumur yang tidak mengalamiproses penebalan dinding sumur, diameter lubang bor akan tetap. Log ini berguna untuk mencari ada atau tidaknya lapisan permeabel (Rider


2.3 Penentuan Lingkungan Pengendapan Berdasarkan Wireline Log 

 Ahli geologi telah sepakat bahwa penentuan lingkunganpengendapan dapat dilihat dari bentuk kurva log terutama log gamma ray danspontaneous potential (Walker, 1992). Bentuk tipikal log denganbeberapa fasies pengendapan yang merupakan indikasi dari bentuk kurva log GR atau SP secara umum dapat dilihat pada Gambar 1.9. Bentuk kurva log yang tidak spesifik dari setiap lingkungan pengendapan membuat interpretasi berdasarkan data tersebut sangat beresiko tinggi. Interpretasi lingkungan pengendapan yang cukup akurat didapat dari data core. Bentuk kurva log GR ,SP dan resistivitas memiliki suatu urutanvertikal, yaitu :

1. Cylindrical 
Bentuk silinder pada log GR atau SP dapat menunjukkan sedimentebal dan homogen yang dibatasi oleh pengisian channel atauchannel-fills dengan kontak yang tajam. Cylindrical merupakan bentuk dasar yangmewakili homogenitas dan ideal sifatnya. Bentukcylindrical diasosiasikandengan endapan sedimen braided channel, estuarine atau sub-marinechannel fill, anastomosed channel, eolian dune, tidal sand.

2. Irregular Bentuk ini merupakan dasar untuk mewakili adanya batuan reservoir.Bentuk irregular diasosiasikan dengan sedimenalluvial plain, floodplain,tidal sands, shelf atau back barriers. Umumnya mengidentifikasikanlapisan tipis silang siur atau thin interbeded . Unsur endapan tipis mungkin berupa crevasse splay, overbanks deposits dalam laguna serta turbidit.

3. Bell Shaped 
Profil berbentuk bell menunjukkan penghalusan ke arah atas,kemungkinan akibat pengisian channel atau channel fills. Pengamatanmembuktikan bahwa besar butir pada setiap level cenderung sama,namun jumlahnya memperlihatkan gradasi menuju berbutir halus denganlempung yang bersifat radioaktif makin banyak ke atas. Bentuk bell dihasilkan oleh endapan point bars, tidal deposits, transgressive shelf sands, sub marine channel dan endapan turbidit.

4. Funnel Shaped 
Profil berbentuk corong atau funnel menunjukkan pengkasaran kearah atas yang merupakan bentuk kebalikan dari bentuk bell . Bentuk funnel kemungkinan dihasilkan sistem progradasi seperti sub marine fanlobes, regressive shallow marine bar, barrier islandsatau karbonatterumbu depan yang berprogradasi di atas mudstone, delta front atau distributary mouth bar , crevasse splay, beach and barrier beach,strandplain, shoreface, prograding shelf sands dan submarine fan lobes


5. Symmetrical
regresi (Walker 1992). Penghalusan ke atas bentuk bell shape atau bell merupakan indikasi peristiwa regresi, sedangkan pengkasaran ke atas funnel shape atau corong mewakili peristiwa transgresi sedangkankonstan yaitu cilindrical shape mengindikasikan transisi. Penentuan lingkungan pegendapan pertama kali diarahkan kepada skala yang besar kemudian akan dianalisis ke dalam skala kecil dengan kombinasi datayang ada yaitu data cutting dan karakter wireline log 
.
 2.3.1 Contoh Interpretasi Lingkungan Pengendapan Delta Dari DataLog
Delta merupakan suatu endapan progradasi yang tidak teratur yangterbentuk pada lingkungan subaerial yang secara langsung dikontrol olehsungai (Gambar 1.10). Morfologi delta dan bentuk penyebaran sedimenpada delta dikontrol oleh tiga proses utama yaitu : influx fluvial, tidal, wave atau gelombang. Menurut Serra (1990), secara umum lingkungan pengendapandelta dapat dibagi dalam beberapa subfasies sebagai berikut :

1.Delta Plain
Merupakan bagian delta yang bersifat subaerial yang terdiri dari channel aktif dan channel yang ditinggalkan atau abandoned channel.Delta plain cenderung tertutup oleh vegetasi yang rapat. Subfasies
delta plain dibagimenjadi:
a) Upper delta plain
Merupakan bagian dari delta yang terletak diatas area tidal ataulaut. Endapannya secara umum terdiri dari : Endapan distributary channel yang berpindah Merupakan endapan braided atau meandering , tanggulalam atau natural levee, dan endapan point bar.Endapan distributary channel ditandai dengan adanya bidang erosi padabagian dasar urutan lingkungan dan menunjukkankecenderungan menghalus ke atas. Struktur sedimen yang dijumpai umumnya adalah cross bedding, ripple crossstratification, scour and fill, dan lensa-lensa lempung. Endapan point bar terbentuk apabila terputus dari channel-nya. Endapantanggul alam terbentuk dan memisahkan diri dengan interdistributary channel. Sedimen pada bagian ini berupa pasir halus dan rombakan material organik serta lempung yangterbentuk sebagai hasil luapan material selama terjadi banjir. Lucustrine delta fill dan endapaninterdistributary flood plain. Lingkungan pengendapan ini mempunyai kecepatan aruspaling kecil, dangkal, tidak berelief, dan proses akumulasisedimen berjalan lambat. Interdistributary channel danflood plain, endapan yang terbentuk merupakan endapan yangberukuran lanau sampai lempung yang dominan. Struktur sedimen yang terbentuk adalah laminasi sejajar danburrowing structure endapan pasir yang bersifat lokal, tipis, dan kadanghadir karena adanya pengaruh gelombang.

b)Lower delta plain
Merupakan bagian dari delta yang terletak pada daerah yaituterjadi interaksi antara sungai dan laut yaitu low tide mark sampai batas pengaruh pasang surut. Endapannya meliputi : Endapan pengisi teluk atau bay fill deposit Endapannya meliputi interdistributary bay,tanggul alam, crevasse splay, dan rawa. Endapan pengisi distributary channel yang ditinggalkan.

2 .Sub aquaeous Delta Plain
Merupakan subfasies delta yang berada pada kedalaman air 10-300meter bawah permukaan laut. Lingkungan ini dapat dibedakan menjadibeberapa bagian:
a) Delta front 
Merupakan subfasies delta yang berada pada daerah denganenergi yang tinggi, yaitu sedimen secara langsung dipengaruhi oleharus pasang surut, arus laut sepanjang pantai, dan aksi gelombang dari kedalaman 10 meter atau kurang. Endapan dari delta front meliputi: delta front sheet sand, distributary mouth bar, river mouthtidal range, stream mouth bar, tidal flat serta endapan dekat pantaisepanjang pantai.

Endapan delta front ditunjukkan oleh sikuen mengkasar ke atas atau coarsening upward dalam skala yang relatif besar yang menunjukkan perubahan lingkungan pengendapan secara vertikal ke atas. Sikuen ini hasil dariprogradasi delta front yang mungkin diselingi oleh sikuendistributary channel dari sungai atau tidal pada saat progradasisungai berlangsung. Fasies pengendapan delta front dibagimenjadi beberapa subfasies dengan karakteristik gradasi lingkungan yang berbeda yaitu :
-Distal bar 
Memilki urutan lingkungan pengendapan cenderungmenghalus ke atas. Umumnya tersusun atas pasir halus denganstruktur sedimen laminasi. Fosil pada lingkungan ini jarang dijumpai. 
-Distributary mouth bar 
Menurut Walker (1992), distributary mouth bar memilliki kecepatan yang paling tinggi dalam sistem pengendapan delta.Sedimen umumnya tersusun atas pasir yang diendapkan melaluiproses fluvial dan merupakan tempat terakumulasinya sedimenyang ditranspor oleh distributary channel dan diantara mouthbars akan terendapkan sedimen berukuran halus. Pasokan sedimen yang menerus akan menyebabkan terjadinya pengendapan mouth bars yang menuju ke arah laut. Struktur sedimen yang terbentuk pada lingkungan ini antara lain:current ripple, cross bedding, dan massive graded bedding.
-Channel 
Menurut Walker (1992), channel ditandai adanya bidangerosi pada bagian dasar urutan lingkungan pengendapannya dan cenderung menghalus ke atas. Sedimen umumnya berukuran pasir . Struktur sedimen yang terbentuk adalah cross bedding,ripple cross stratification,scour and fill.
-Subaquaeous levees
Merupakan kenampakan lain dari lingkungan pengendapan delta front yang berasosiasi dengan
active channel mouth bar. Lingkungan ini sulit dibedakan dan diidentifikasi dengan lingkungan lainnya pada endapan delta masa lampau. Menurut Serra (1990), prodelta merupakan subfasies transisi antara delta front dengan endapan normal marine shelf yang berada di bawah kedalaman efektif erosi gelombang yang terletakdi luar delta front.Sedimen yang ditemukan pada lingkungan iniadalah sedimen yang berukuran paling halus. Endapan prodelta didominasi oleh sedimen berukuran lanau dan lempung dankadang-kadang dijumpai lapisan tipis batupasir. Struktur sedimenyang sering dijumpai adalah masif, laminasi, dan burrowing structure.Seringkali dijumpai cangkang organisme bentonik yang tersebar luas dan mengindikasikan tidak adanya pengaruh air tawar atau fluvial.

2.4 Geologi Regional
Secara fisiografis Cekungan Sumatra Selatan merupakan cekunganTersier berarah barat laut ± tenggara, yang dibatasi Sesar Semangko dan Bukit Barisan di sebelah barat daya, Paparan Sunda di sebelah timur laut,Tinggian Lampung di sebelah tenggara yang memisahkan cekungantersebut dengan Cekungan Sunda, serta Pegunungan Dua Belas danPegunungan Tiga Puluh di sebelah barat laut yang memisahkan Cekungan Sumatra Selatan dengan Cekungan Sumatera Tengah.


Posisi Cekungan Sumatera Selatan sebagai cekungan busur belakang (Blake, 1989)



BAB IVPEMBAHASAN
Datalog merupakansalahsatu kriteria utama sebagai dasar dalam proses pengambilan keputusan geologi pada eksplorasi migas. Log digunakan untuk melakukan korelasi zona zonaprospektif sumber data untuk membuat peta kontur struktur dan isopach, menentukan karakteristik fisik batuan seperti litologi, porositas, geometri pori dan permeabilitas. Data logging digunakan untuk mengidentifikasi zona-zona produktif, menentukan kandungan fluida dalam reservoar serta memperkirakan cadangan hidrocarbon. Log adalah gambaran kedalaman dari suatu perangkat kurva yang mewakili parameter-parameter yang diukur secara terus menerusdidalam suatu sumur ( Schlumberger, 1986). Parameter yang biasadiukur adalah sifat kelistrikan, tahanan jenis batuan, daya hantar listrik, sifat keradioaktifan, dan sifat meneruskan gelombang suaraPada log ini diketahui terdapat data-data wireline pada 4komposite log yang meliputi kurva Gamma Ray Log (GR), kurva Caliper Log (CALI), kurva Density Log (RHOB), kurva Neutron Log (NPHI), sertakurva Resistivity Log (LLD, LLS). Berikut pembahasan dari masing ±masing komposite log. Dari data log, kita dapat menginterpretasikanapakah pada daerah tersebut memiliki kandungan hidrokarbon atau tidak. Metode yang digunakan yaitu metode interpretasi pintas (quick look). Hal ini berdasarkan pada data-data yang terdiri dari:
-Kurva Gamma Ray Log (GR)
-Kurva Density Log (RHOB)
-Kurva Neutron Log (NPHI)
- Kurva Resistivity Log (ILM,ILD dan SFLU

Berdasarkan kurva GR, kita melihat bahwa pada kurva GR menunjukkan nilai GR menuju pada minimum. Hal ini dapat mengindikasikan bahwa daerah dengan kurva yang mendekati minimum kemungkinan merupakan lapisan reservoir . Lapisan reservoir adalah lapisan permeabel yang biasanya ditunjukkan oleh rendahnya harga kurva gamma Ray yang menunjukkan kandungan serpih yang rendah. Dalam identifikasi litologi berdasarkan kurva log Gamma Ray yangpertama ditentukan adalah Shale Base Line dan Sand Base Line dari kurva log Gamma Ray tersebut. Shale base line yang merupakan garis lempung ini adalah garis yang ditarik dari titik yang memiliki harga palingtinggi yang mengisyaratkan bahwa daerah tersebut perupakan daerah impermeabel, sedangkan sand base line merupakan garis yang ditarik darititik yang memiliki harga yang paling kecil dalam kurva log gamma rayyang juga mengisyaratkan bahwa daerah tersebut adalah daerah yangpermeabel. Log Gamma ray yang memiliki skala 0 sampai 300 inikemudian dianggap mempunyai persentase 100%. Maka selanjutnyabarulah ditentukan daerah interes yang menjadi kandidat batuanpermeabel dimana kandidat ini adalah zona yang terletak diantara 50%-80% (sering juga disebutcut off ). Daerah yang terletak pada zona inilahyang dianggap sebagai zona clean sand . Selain itu, dari kurva ini juga dapat ditentukan batas-batas perlapisandengan mengambil patokan adanya perubahan pola kurva (defleksi kurva)merupakan tanda bahwa terdapat perubahan litologi. Namun yang perlu diingat kurva Gamma Ray ini tidak mengisyaratkan besar butir tetapihanya memberikan informasi tentang distribusi butir dan kandungan lempungnya

4.1 Interpretasi Masing ± masing Komposit Log
Dari hasil interpretasi data Wireline Log, dapat disimpulkanbahwa pada formasi ini didominasi oleh lapisan batupasir, batulempung, dan juga batu gamping ,batuan beku sebagaibasement. Interpretasi dari masing ± masing komposite sebagaiberikut :
1. Limestone
Litologi ini terdapat pada komposit log PT-3 dengan kedalaman4570 ± 4580 m maka ketebalannya sekitar 10 m, pada data log WPT- 6kedalaman 4400- 4440, jadi litologi tersebut mempunyai ketebalan sekitar 40 m pada log WPT- 6, pada PTD -7 terdapat pada kedalaman 4500 ±4520 dengan ketebalan 20 m, pada PT-2 terdapat pada kedalaman 4380 ± 4410 dengan ketebalan 30 m Litologi batuan ini dicirikan dengan datalog berupa harga Gamma Ray yang rendah yaitu sekitar 35 API, hal inikarena pada lapisan ini mempunyai kandungan radioaktif yang cukuprendah. Pada Logresistivity , harga yang ditunjukkan cukup tinggi. Dan pada Log Neutron (NPHI) menunjukkan harga yang cukup rendah danpada Log Density (RHOB) menunjukkan harga yang cukup tinggi yaitu>2.71 API, oleh karena itu batuan ini mempunyai porositas yang baik. Sedangkan pada kombinasi data log neutron dan data log densitasditemukan adanya separasi yang mengindikasikan kehadiran fluida didalam batuan ini, sehingga dapat disimpulkan kemungkinan pada batuanini tidak terdapat fluida.
2. Shale
Pada PT-3 shale terdapat pada kedalaman 4370 ± 4700 feet.Litologi batuan ini dicirikan dengan data log Gamma Ray yang tinggi yaitusekitar 80 gAPI, hal ini karena pada lapisan ini mempunyai kandunganradioaktif yang sangat tinggi. Pada Logresistivity harga yang ditunjukkanrendah, hal ini karena terjadi sparasi tahanan jenis yang negatif. Pada Log Neutron (NPHI) menunjukkan harga yang tinggi dan pada Log Density 
 (RHOB) menunjukkan harga yang rendah, oleh karena itu batuan inimempunyai porositas yang sangat kecil (impermeable).Pada litologi shaleyang kedua yaitu terletak pada WPT-6kedalaman 4300 ± 4370 feet, jadi litologi ini mempunyai ketebalansebesar 70 feet. Dari data log dicirikan dengan nilai log Gamma Ray yang cukup tinggi yaitu sekitar 70 gAPI. Pada Log resistivity , harga yangditunjukkan rendah. Pada Log Neutron (NPHI) menunjukkan harga yangtinggi dan pada Log Density (RHOB) menunjukkan harga yang rendah,oleh karena itu batuan ini mempunyai porositas yang sangat kecil(impermeable). Lapisan shale pada data log ini hanya bersifat sebagailapisan non reservoir atau pada lapisan 4300 ± 4370 bisa bersifat CapRock dari batuan reservoir seperti batupasir dan adanya kandungan hidrokarbon yang ada. Lapisan shale yang relatif tipis pada data log ini ledisebabkan sifat pengendapan shale yang dipengaruhi proses diagenesispada batuan yang telah berproses sangat lama dan terendapkan padaformasi ini sebagai sisipan dimana lapisan utamanya berupa batupasir yang nantinya mempunyai nilai ekonomis sebagai batuan reservoir karenadidukung nilai permeabilitas dan porositas yang dapat dijadikan perkiraanadanya hidrokarbonSource

3.Sandstone
Berdasarkan data log PT-3, litologi ini terdapat di kedalaman 4030 ± 4030 feet. Litologi ini dicirikan dengan data log Gamma Ray Yang rendah yaitu sekitar 40 - 60 gAPI, hal ini karena pada lapisan ini hampir tidak mempunyai kandungan radioaktif atau dapat dikatakan mempunyaiintensitas radioaktif yang sangat rendah. Dari hasil log neutron (NPHI)yang menunjukan angka yang besar maka dapat diketahui bahwa batuanini memiliki porositas yang besar. Dan dengan melihat dari Log Density (RHOB) maka dapat diketahui pula bahwa batuan ini memiliki densitasyang rendah yang dimungkinkan berasal dari jumlah porositas yang banyak, oleh karena itu batuan ini mempunyai porositas yang baik(permeable).Pada lapisan batupasir sangat jarang terjadi runtuhan dindingakrena disebabkan nilai permeabilitasnya sangat besar sehingga tekananLog pada sumur dinding tidak terlalu signifikan. Pada tekanan lapisan inizona pemboran harus melakukan casing hal ini dilakukan agar tekanangas dan bor tidaka menganggu kerentanan dinding sehingga perlu dijagabesaran tekanan formasi untuk menjaga agar tidak terjadinya blow up. Untuk lebih menentukan apakah zona pemboran ini bersifatekonomis maka dioverlay dengan data-data seismik untuk melihat mainstructure serta sebaran batuan reservoir yang ada dengan melihatamplitudo anomali yang terbentuk pada seismik tersebut untuk melihatnilai amplitudo yang terbentuk pada zono reservoir. Dari analisis hasil interpretasi fluida masing ± masing logsebagai berikut :

1. Zona Prospek Minyak
-Pada kurva GR terlihat bahwa sinar gamma-nya rendah,terlihat defleksi menjauhi shale base line. Hal inimengindikasikan bahwa daerah dengan kurva yang mendekati minimum kemungkinan merupakan lapisan reservoir. Lapisan reservoir adalah lapisan permeabel yang biasanya ditunjukkan oleh rendahnya harga sinar gamma Ray yang menunjukkan kandungan serpih yang rendah.
-Kurva resistivitas (LLD dan LLS) menunjukkan nilai resistivitasyang semakin tinggi. Hal ini menunjukkan bahwa pada zona initerdapat kandungan fluida. Zona prospek minyak bumi memilikiresistivitas yang sangat tinggi. Jika kurva LLD menunjukkanbentuk defleksi yang lebih besar daripada kurva RHOB,makazona tersebut dianggap sebagai zona minyak bumi
-Berdasarkan dua kurva tersebut (GR dan Resisitivitas) yangmemperlihatkan sinar gamma bernilai rendah dan resistivitasbernilai tinggi maka kemungkinan terdapat kandungan sand pada formasi tersebut. Berdasarkan litologinya yaitu sand ,dapat diketahui bahwa zona ini merupakan zona prospekhidrokarbon, sebab minyak dan gas selalu bertumpuk dibebatuan pasir (sand).
-Kurva log porositas yaitu log densitas (RHOB) dan log neutron(NPHI) dapat mendeteksi adanya kandungan hidrokarbon atauair di suatu formasi. Kedua kurva ini memperlihatkan bentukan kolom separasi (+) cross over yang kecil, hal ini menandakan jenis fluida adalah minyak. Terlihat pada kurva RHOB bentukangaris mengarah pada pengurangan porositasnya (semakin kekanan) dan penambahan densitas (semakin ke kiri). Sedangkan kurva log NPHI memperlihatkan hal yg sebaliknya,dimana terlihat kurva mengarah pada pertambahanporositasnya (semakin ke kiri). Maka berdasarkan pengamatan pada data logdidapatkan zona prospek minyak berada pada :
-Komposit log 1 zona prospek minyak berada pada lapisanbatu gamping dengan kedalaman kedalaman 4585 danpada lapisan batu pasir kedalaman 4630. Karena padakedalaman 4585 ft, nilai densitasnya (RHOB) mengalami penurunan yang tajam dan konstan sampai padakedalaman 4630 ft, dengan nilai porositas (NPHI) yang rendah, serta berada pada daerah interval
-Komposit log 2 zona prospek minyak pada lapisan batupasir kedalaman 4445
-Komposit log 3 zona prospek minyak berada pada lapisanbatu pasir kedalama, 4370 dan pada lapisan batugamping kedalaman 4560
-Komposit log 4 zona prospek minyak berada pada lapisanbatu gamping kedalaman 439
dan 4440

2. Zona Prospek Gas
Zona prospek gas memiliki ciri-ciri yang menyerupai minyakpada beberapa kurva log. Namun harus dibedakan secara lebih telitilagi perbedaan dari keduanya di setiap kurva log. Di bawah inipenjelasan dari zona prospek gas berdasarkan hasil interpretasi data wireline log.
-Pada kurva GR terlihat bahwa sinar gamma-nya rendah, jauh dari shale base line. Hal ini mengindikasikan bahwa daerahdengan kurva yang mendekati minimum kemungkinanmerupakan lapisan reservoir. Lapisan reservoir adalah lapisanpermeabel yang biasanya ditunjukkan oleh rendahnya hargasinar gamma Ray yang menunjukkan kandungan serpih yangrendah.
-Kurva resistivitas (LLD dan LLS) menunjukkan nilai resistivitasyang semakin tinggi. Hal ini menunjukkan bahwa pada zona initerdapat kandungan fluida.
-Berdasarkan dua kurva tersebut (GR dan Resisitivitas) yangmemperlihatkan sinar gamma bernilai rendah dan resistivitasbernilai tinggi maka kemungkinan terdapat kandungan sand pada formasi tersebut. Berdasarkan litologinya yaitu sand ,dapat diketahui bahwa zona ini merupakan zona prospekhidrokarbon, sebab minyak dan gas selalu bertumpuk dibebatuan pasir (sand)
- Kurva log porositas yaitu log densitas (RHOB) dan log neutron(NPHI) dengan harga resistivitas yang tinggi maka zona itumerupakan zona gas. Kedua kurva ini memperlihatkanbentukan kolom separasi (+) cross over yang besar (membentuk sepertibutterfly effect ), hal ini menandakan jenisfluida adalah gas. Zona gas juga ditandai dengan hargaporositas neutron yang jauh lebih kecil dari harga porositasdensitas, sehingga akan menunjukkan adanya separasi yanglebih besar.Maka berdasarkan pengamatan pada data logdidapatkan zona prospek gas berada pada :
-Komposit log 1 zona prospek gas berada pada lapisanbatu pasir kedalaman 4500, karena nilai densitasnya(RHOB) tiba-tiba turun dengan harga yang berubah-ubah sampai pada kedalaman 4500 ft. Harga porositaspada interval ini tidak terlalu tinggi serta berada padalapisan permeabel, sedangkan untuk harga LLd nya tinggi dengan keadaan NPHI dan RHOB membentuk separasi yang cukup lebar 

3. ZonaSaline Water 
 Zona saline water pada data wireline log dapat dikenali dari logresistivitasnya (kurva LLD dan kurva LLS). Log ini digunakan untukmendeterminasi zona hidrokarbon dan zona air. Zona air akan menunjukkan harga tahanan jenis formasi yang lebih rendah daripadazona minyak. Dari log resistivitas yang diberikan terlihat bahwadefleksinya melurus, sehingga dapat diinterpretasikan bahwa zona inimerupakan zonasaline water. Bila defleksinya membelok(resistivitasnya semakin membesar) maka merupakan fresh water. Selain itu zona air juga dapat dikenali bila tidak menunjukkanadanya separasi antara kurva log densitas (RHOB) dengan kurva logneutron (NPHI). Kurva densitas (RHOB) lapisan tersebut berada disebelah kanan kurva neutron. Saline water menunjukkan harga kurvaNPHI dan RHOB yang kecil.Maka berdasarkan pengamatan pada data log didapatkan zona prospek gas berada pada :
4.2 Hasil Korelasi Masing ± masing Komposit Log
Hasil korelasi dari masing masing komposit log diatas adalahkorelasi tentang lingkungan pengendapan. Berikut lingkunganpengendapan dari masing masing komposit logLingkungan pengendapan pada masing masing komposit ini beradapada data log PT-3 kedalaman 4000- 4100, WP-6 kedalaman 4000-4200,PTD ± 7 kedalaman 4000- 4050, PT 2 kedalaman 4000 ± 4020 dari hasilpembacaan Log Gamma Ray dan kandungan litologi yang adamenunjukan bahwasanya lingkungan pengendapan yang ditunjukkan oleh
 intepretasi data log berada pada lingkungan pengendapan delta plain. Halini terlihat dari log Gamma ray yang ada menunjukan bentuk seperti funnelshapped dimana bentuknya coarsening upward dimana adanyaperselingan antara shale dan sandstone. Pengaruh gelombang padalingkungan pengendapan ini sangat tinggi. Endapan yang ada merupakantermasuk endapan pengisi teluk atau bay fill deposit, dimana endapannyameliputi

distributary mouth bar.
hal ini terlihat dari bentuk gamma rayyang funnel shaped atau berbentuk corong yang menunjukkanpengkasaran keatas yang merupakan kebalikan dari bentuk bell. Kurvayang terbentuk cenderung agak tajam atau melengkung yaitu bentukkurva yang funnel yang dapat menunjukkan sedimen yang tebal danhomogen yang dibatasi oleh pengisian chanel dengan kontak yang tajam.Funnel shaped mewakili peristiwa transgresi yaitu keneikan muka air laut,Hal ini dapat di asosiasikan dengan susunan litologi pada lingkunganpengendapan tersebut. Selain itu juga terlihat litologinya pasir yangdominan serta terdapat sisipan lempung. Hal ini dapat dijelaskan padalingkungan ini memiliki energi kecepatang yang tinggi dalam sistempengendapan delta. Sedimen ini, umumnya tersusun atas pasir yangdiendapkan melalui proses fluvial dan merupakan tempat terakumulasinyasedimen yang ditranspor oleh distributary channel dan diantaramouth bar akan tersendapkan sedimen berukuran halusBerdasarkan interpretasi dari nilai Log Gamma Ray yang relatif stabil danberbentuk Cylindrical yang berarti tingkat radioaktifnya sedang. Makasetealah dikorelasikan masing ± masing log didapat data log PT-3 padakedalaman 4100 - 4270, WP-6 kedalaman 4200 - 4290, PTD ± 7kedalaman 4050- 4440, PT 2 kedalaman 4020 - 4380 . Dari log yang adaintepretasi delta pada lingkungan pengendapan data log diatas adalah Upper Delta Plain dimana bagian delta yang terletak diatas area tidal ataulaut, Endapanya secara umum terdiri dari Endapan distributary channel yang berpindah dan Endapan Lacustrine delta fill. Berdasarkan intepretasi struktur serta litologi yang ada lingkungan pengendapan log initermasuk Endapan distributary channel yang berpindah dimanamerupakan endapan braided atau meandering. Hal ini didasarkan padalitologi yang cenderung menghalus keatas. Struktur sedimen yang umumdijumpai adalah struktur cross bedding , ripple cross stratification, scour and fill dan lensa lempung. Selain itu endapan ini ditandai dengan adanyabidang erosi pada bagian dasar urutan lingkungan.Lingkungan pengendapan pada masing masing komposit ini beradapada data log data log PT-3 pada kedalaman 4270- 4480, WP-6kedalaman 4290 -4400, PTD ± 7 kedalaman 4190- 4440, PT 2 kedalaman4230 ± 4380 . Dari hasil pembacaan Log Gamma Ray dan kandunganlitologi yang ada menunjukan bahwasanya lingkungan pengendapan yangditunjukkan oleh intepretasi data log dan korelasi log berada padalingkungan pengendapan delta plain. Hal ini terlihat dari log Gamma rayyang ada menunjukan bentuk seperti bell shapped dimana bentuknya finning upward dimana adanya Profil berbentukbell menunjukkan penghalusan ke arah atas, kemungkinan akibat pengisian channel atau channel fills. Pengamatan membuktikan bahwa besar butir pada setiaplevel cenderung sama, namun jumlahnya memperlihatkan gradasi menujuberbutir halus dengan lempung yang bersifat radioaktif makin banyak keatas. Pengaruh gelombang pada lingkungan pengendapan ini sangattinggi. Berdasarkan interpretasi GR kemungkinan lingkunganpengendapanya berada pada daerah abisal dimana litologi yang palingdominan adalah lempung sehingga akumulasi sedimennya terendapkanpada daerah abisal.Lingkungan pengendapan pada masing masing komposit ini beradapada data log data log PT-3 pada kedalaman 4480-4620, WP-6kedalaman 4400 -4580, PTD ± 7 kedalaman 4440- 4510, PT 2 kedalaman4380 ± 4570. Dari hasil pembacaan Log Gamma Ray dan kandunganlitologi yang ada menunjukan bahwasanya lingkungan pengendapan yang

ditunjukkan oleh intepretasi data log berada pada lingkunganpengendapan delta plain. Hal ini terlihat dari log Gamma ray yang adamenunjukan bentuk seperti funnel shapped dimana bentuknya coarseningupward dimana adanya perselingan antara shale dan sandstone.Pengaruh gelombang pada lingkungan pengendapan ini sangat tinggi.Dimana litologi yang terdapat pada interval kedalaman ini adalahperselingan antara shale dan sandstone dan juga limestone. Lingkunganpengendapan ini mempunyai kecepatan arus paling kecil, dangkal, tidakberelief, dan proses akumulasi sedimen berjalan lambat. Endapan yangterbentuk merupakan endapan yang berukuran lanau sampai lempungyang dominan dengan demikian endapan secara khusus terdapat pada daerah shallow marine.
Dilihat dari bentuk kurva gammaray yangberbentuk funnel shaped. atau berbentuk corong yang menunjukkanpengkasaran keatas yang merupakan kebalikan dari bentuk bell. Kurvayang terbentuk cenderung agak tajam atau melengkung yaitu bentukkurva yang funnel yang dapat menunjukkan sedimen yang tebal danhomogen yang dibatasi oleh pengisian chanel dengan kontak yang tajamLingkungan pengendapan pada masing masing komposit ini beradapada data log data log PT-3 pada kedalaman 4620-4700, WP-6kedalaman 4580 -4790, PTD ± 7 kedalaman 4510- 4530, PT 2 kedalaman4570 ± 4650. Dari hasil pembacaan Log Gamma Ray dan kandunganlitologi yang ada menunjukan bahwasanya lingkungan pengendapan yangditunjukkan oleh intepretasi data log berada pada lingkunganpengendapan delta plain. Hal ini terlihat dari log Gamma ray yang adamenunjukan bentuk seperti funnel shapped dimana bentuknya coarseningupward dimana adanya perselingan antara shale dan sandstone. Dimanalitologi yang paling dominan adalah lempung. Pengaruh gelombang padalingkungan pengendapan ini sangat tinggi. Endapan yang ada merupakantermasuk endapan pengisi teluk atau bay fill deposit, maka kemungkinanlingkungan pengendapannya berada pada fasies Sub marine. Dilihat daribentuk kurva gammaray yang berbentuk funnel shaped. atau berbentuk corong yang menunjukkan pengkasaran keatas yang merupakankebalikan dari bentuk bell. Kurva yang terbentuk cenderung agak tajamatau melengkung yaitu bentuk kurva yang funnel yang dapatmenunjukkan sedimen yang tebal dan homogen yang dibatasi olehpengisian chanel dengan kontak yang tajam

Diposkan 10th November 2011 oleh Gede siddiarta

0 
Tambahkan komentar

Petroleum Engineer World
 
SALING BERBAGI INFORMASI UNTUK MENINGKATKAN KUALITAS DIRI

Klasik
 
Kartu Lipat
 
Majalah
 
Mozaik
 
Bilah Sisi
 
Cuplikan
 
Kronologis
HETEROGENITAS RESERVOIR
INJEKSI CO2
HETEROGENITAS RESERVOIR
KARAKTERISTIK DELTA
ANALISA WELL LOGGING UNTUK PENENTUAN LINGKUNGAN PENGENDAPAN
PEMILIHAN KOMBINASI LOGGING
SIMULASI RESERVOIR
DECLINE CURVE
1
TEORI DASAR LOGGING
PRODUCTION LOGGING TEST
PERAN WELL TEST ING UNTUK EVALUASI PRODUKTIVITAS DAN KERUSAKAN FORMASI
INTERFERENCE TEST
EVALUASI KERUSAKAN FORMASI
WELL TEST PADA SUMUR MINYAK
KARAKTERISTIK RESERVOIR
HETEROGENITAS RESERVOIR

BAB III
RESERVOIR BERLAPIS DAN HETEROGENITAS RESERVOIR

3.1. Reservoir Berlapis
Suatu reservoir dimana zona produktif terdiri dari beberapa lapisan batuan dimana karakteristik fluida, batuan dan kondisi reservoir tidak sama dinamakan reservoir berlapis. Keadaan tidak seragam dari satu lokasi ke lokasi lain dari lapisan satu terhadp lapisan lain sebagai hasil siklus geologi. Siklus yang membentuk reservoir berlapis melalui tahap pelapukan, transportasi, dan pengendpan dalam lingkungan transisi. Pada sub bab berikut dijelaskan proses terjadinya, mekanisme penjebakan dari reservoir berlapis.

3.1.1. Proses Terbentuknya Reservoir Berlapis
Air sungai membawa material – material sedimen, setelah mencapai laut kecepatannya segera turun, sehingga sebagian besar material – material sedimen terendapkan membentuk delta. Material – material yang lebih halus terangkut lebih jauh dan menyebabkan delta berkembang ke arah laut.
Endapan delta terjadi di dalam lingkungan laut marginal yang merupakan peralihan transisi antara kondisi daratan teresterial dan kondisi laut. Bila sedimen – sedimen yang terbawa arus air atau sungai terendapkan ke laut hanya melalui beberapa kanal delta, maka akan terbentuk delta kaki burung, dimana gelombang laut tidak memindahkan sedimen – sedimen tersebut ke tempat lain.
Apabila arus dan gelombang laut memindahkan sedimen – sedimen yang telah terendapkan, maka delta kurang berkembang ke arah laut sehingga memperbanyak kanal delta. Akibatnya delta tidak berkembang menjadi delta kanal kaki burung.










 




















 Gambar 3.1
 Bird Foot Deltae (modern missisipi) 9)

Endapan delta umumnya mempunyai perlapisan silang siur (cross bedding) yang terdiri atas tiga lapisan ynag saling berhubungan tetapi mempunyai lithologi yang berbeda. Tiga lapisan yang dimaksud adalah : lapisan muka, lapisan dasar, dan lapisan tutup.
Lapisan muka tersusun dari material – material kasar yang terendapkan paling awal setelah aliran air atau sungai mencapai laut. Lapisan muka biasanya tebal dan mempunyai kemiringan yang besar. Semakin ke arah laut, lapisan muka semakin kecil ukuran butirnya, dan akhirnya dihasilkan lapisan yang berbutir halus dan menyebar pada daerah yang luas di dasar laut yang disebut lapisan dasar.
Proses pengendapan yang berlangsung terus menyebabkan lapisan depan berkembang ke arah laut dan menutupi lapisan dasar. Akibatnya delta semakin berkembang ke arah laut, arus air yang membawa sedimen juga semakin maju ke arah laut melalui kanal – kanal yang melewati lapisan muka dan lapisan dasar delta. Di dalam kanal terendapkan oleh arus air suatu endapan horizontal yang disebut lapisan tutup (topset bed). Sewaktu banjir, air meluap melalui tepi kanal dan mengendapkan sedimen pada dataran banjir yang juga merupakan sebagian dari lapisan tutup delta.
Distribusi ukuran butir hasil pengendapan kanal adalah semakin halus ke arah atas dan ukuran halus dimiliki oleh batuan shale, karena sifatnya impermeable, endapan kanal merupakan caps rock. Sebaliknya ukuran butir semakin kasar ke arah atas dihasilkan oleh deltaic bar, endapan ini memiliki porositas semakin bagus ke arah atas cocok sebagai reservoir minyak dan gas bumi.

 



















Gambar 3.2
Perkembangan Permukaan Pengendapan 'clinoform' dari delta 9)








3.1.2. Mekanisme Penjebakkan Reservoir Berlapis
Mekanisme penjebakkan reservoir berlapis dapat berupa struktur trap, stratigrafi trap, dan mungkin salt dome. Secara stratigrafi banyak dijumpai dalam sistim delta dimana distribusi pasir merata di daerah delta.
Jebakan struktur juga sangat umum menandai delta. Dalam jebakan sesar tumbuh digiatkan oleh progradasi pasir delta front diatas kondisi tidak stabil dan penambahan Lumpur prodelta pada tepi shelf. Karenanya sesar tumbuh aktif dalam system high constructive lobate delta.
Growth fault menyebabkan sejumlah terobosan dalam sedimen delta, dengan bentuk perulangan penebalan pada sisi down dropped. Penebalan dapat meningkat lima atau sepuluh lipatan memotong system growth fault yang aktif.
Salt dome berkaitan dengan facies delta front, juga mempengaruhi ketebalan dan geometri pasir. Biasanya menunjukkan formasi berjenis reservoir berlapis.
Dome dalam facies lain delta (delta – plain atau antar delta, dengan banyak pengendapan Lumpur), umumnya tidak produktif. Bagaimanapun juga dome termasuk juga sumber tahap lanjut hidrokarbon dari sedimen prodelta.



 













Gambar 3.3
Akumulasi minyak pada lapisan pasir dalam Deltaic Bar 1)





 





















Gambar 3.4
Akumulasi minyak pada Salt Dome 1)


Delta secara keseluruhan berfacies klastik, delta besar akan menghalangi pengendapan karbonat. Proporsi jenis sedimen dikontrol oleh interaksi suplay bahan – bahan fluvial dan marine. Interaksi ini membuat empat pola delta yang umum yakni :
a. High – destructive Delta
Pengaruh marine sangat dominan dan kandungan pasir begitu tinggi. Kecenderungan produktif dihasilkan oleh pasir pantai, jebakan minyak dan gas berupa stratigrafi. Contoh saat ini di Sungai Po dan Rhone di Mediterania; kedua sungai nampak berusaha membentuk delta kaki burung (bird – foot delta).
b. High – constructive Delta
High – constructive Delta bertipe kaki burung ada di Missisipi. Sejumlah channel tersebar membentuk jari – jari bar ke arah laut. Pasir reservoir tertahan ke jari – jari delta (finger) ini, deposite delta terdominasi oleh Lumpur.
c. High – constructive Delta
High – constructive delta jenis lobate (delta ekor kuda, seperti Modern Nile dan Niger River), yang mana sejumlah kecil channel active yang tersebar membangun delta sepanjang front convex ke arah laut. Semua dikuasai oleh proses regresi, dimana pasir tipis, sepanjang delta front merupakan batuan reservoir (terlihat pada Gambar 3.5).
Delta Kipas yang berkembang dalam danau atau laut tertutup
Sesengguhnya yang bersifat delta merupakan bagian dari kipas alluvial dan transport pasir terus menerus dari lingkungan sub – aerial, melewati fluvial ke delta dan mungkin endapan marine yang paling membentuk lingkungan pengendapan campuran. Contoh terbaru adalah jenis delta Gilbert di danau Bonneville berumur Pleistocene.

 















Gambar 3.5
Type Niger Delta Sediment 1)

Delta besar memerluakan waktu lama pembentukan dan bertahap. Karena proses regressive bentuk delta dapat berupa ekor kuda atau kaki burung, dan karena kondisi regressive delta menjadi komplek.
Urutan lengkap delta dari puncak ke dasar dengan komponen – komponenya sebagai berikut :
6. Deposite dataran delta : lenticuler, kaya organic, lempung carbonatan atau shally, bioturbated, fauna rawa, fragmen berupa tumbuhan, peat (seperti batu bara) dan pasir. Tidal datar, subtidal dimana batupasir berupa deposite angin atau deposite banjir dengan bentuk lenticuler tinggi. Terdominasi air tawar selagi aktif, selama progradasi, jika tidak aktif didominasi air payau hingga air asin (laut).
5. Penyebaran pasir channel dan mulut bar dalam dataran dengan permeabilitas (k) dan porositas bagus serta ripple marks dalam skala ukuran kecil, tetapi biasanya kondisi bagus ke arah atas. Kontak tajam dengan shale ada di atas dan di bawah. Pasir bar mulut sungai mempunyai batuan yang bersifat mustone, kontak pada bagian atas kasar, tetapi kontak ke bawah berupa pasir di atas clay. Kedua jenis tubuh pasir mempunyai geometri linier dan semakin tipis miring ke bawah; mereka berasosiasi dengan tanggul (leeve) sungai. Dalam kurva SP berbentuk block, block seperti gergaji atau berbentuk bell (bell – shaped).
4. Pasir bar menjari; clean sand, non marine, coarsening ke atas, dan perkembangan struktur berupa cross bedding.
3. Deposite jari delta lebih keluar batas kenampakan delta, dengan terlihat adanya mulut bar sungai. Pada lingkungan transisi yang terlewati air payau, batupasir bersifat shally terdapat antara delta front dengan endapan dataran delta. Permeabilitas pada deposite jari delta rendah.
2. Deposite Delta Front
Berupa pasir terlaminasi silt dan clay. Pasir ke arah atas berukuran coarse, dan mungkin mempunyai porositas dan permeabilitas bagus. Deposite delta front menghadirkan fasa aktif dari delta.

1. Pasir Prodelta
Kandungan batupasir atau silt tipis. Clay dibawah kondisi terkompaksi dan kelebihan tekanan akan terjadi jika tertumpang tindih oleh pasir yang terendapkan secara cepat. Ketidakselarasan sisa endapan prodelta mungkin termasuk komponen non klastik, contohnya algal reefs.




 













Gambar 3.6
Penampang dari komponen Delta 9)

Pengaruh erosi menghasilkan pasir quarsa dalam mulut channel – channel tidal. Secara prinsip reservoir berada dalam pasir delta front. Produktif cenderung dikontrol oleh distribusi tubuh pasir dan oleh geometrinya yang mungkin berbentuk lobate atau ellongate.
Daerah paling produktif terhampar di sekitar tepi progradasi delta (lobes). Penyebaran pasir – pasir channel dari facies dataran delta tipi High – constructive Delta adalah jarang produktif karena adanya sedimentasi silica pada sekitar channel dan pasir delta front (dikarenakan perbedaan komposisi air). Sedimentasi ini mencegah migrasi hidrokarbon ke bagian atas unit delta.


3.1.3. Beberapa Contoh Reservoir Multilayer Produktif
Tidak juga paling produktif tetapi mungkin dapat dibilang tidak biasa karena reservoir batu pasir disebelah selatanUSA terdiri atas granite wash dalam delta kipas (fan delta) berukuran raksasa, yang mana terprograde dari batuan dasar (basement) yang terangkat dengan cepat sewaktu Pennsylvanian akhir dan waktu Permian.


 
















Gambar 3.7 
Menggambarkan Ketebalan Lapisan, Porositas Granite Wash (zone E)
Memotong Uplift di Texas22)


Gambar 3.7 melukiskan granite wash yang didapatkan dari pengangkatan Amarillo di Texas Panhandle, kemudian menggerus menyapu barat daya sisi cekungan Andarko. Pada tempat itu menggantikan sedimen – sedimen cekungan dan system slope dan menutup ketebalan lapisan berusia Palezoik yang lebih tua. 
Secara mengejutkan pasir reservoir granite wash memiliki porositas dan permeabilitas tinggi, meningkt sampai 20 persen dan 500 mD, walaupun terjadi pengurangan keduanya dikarenakan perubahan in situ dari mineral feldspar sampai mineral lempung.
Batupasir Cretaceous Lower di berbagai cekungan termasuk juga reservoir produktif. Mereka termasuk reconcave basin di Brazil (Gambar 3.10).
Ada juga cekungan di Siberia barat, yang mana lapangan minyak dan gas terjebak dalam batu pasir multiplayer, berasosiasi dengan batubara (Gambar 3-11).



 














Gambar 3.8
Penampang Struktur Yang Memotong Sisi Timur Graben Reconcave, Pantai Brazil. Memperlihatkan Delta KipasCretaceous Lower (termasuk reservoir batupasir)22)




 















Gambar 3.9
 Memperlihatkan Reservoir Batupasir Multiple Lower Cretaceous22)


Disamping reservoir diatas, reservoir pasir Lower Eocene (Wilcox) disebelah selatan Texas, juga merupakan delta. Semua ketebalan lapisan pasir di cekungan Maracaibo Venezuella termasuk komponen delta.






 




















Gambar 3.10
Peta Isopach Dan Penampang Lintang
Reservoir Batupasir Neogene Badak Field22)

Lapangan minyak disebelah selatan Kalimantan (Borneo) dan Sumatra Tengah terdapat dalam reservoir batupasir delta. Gambar 3-10 menunjukan peta isopach dan penampang lintang salah satu reservoir batupasir Neogene di Lapangan Badak, termasuk delta Mahakam sebelah timur Kalimantan. Di gambar teridentifikasi dengan jelas jari – jari pasir mulut bar dan channel (identik multilayer).
Pasir berlapis – lapis jenis diatas ditemukan juga di lapangan Attaka, yang memiliki 34 pasir produktif (contoh multilayer reservoir). Sedangkan multilayer muda, berada pada lapangan Cheleken dan Baku di Caspian Basin, terendapkan dalam seri delta kipas Pliocene (Gambar 3-11).



 





Gambar 3.11
Caspian Basin Selatan (Formasi Produktif) Memperlihatkan Sistem Delta Dimana Pasir Produktif Lapangan Minyak Baku dan Cheleken Terendapkan22)















3.2. Heterogenitas Reservoir Dan Identifikasinya
Heteregenitas reservoir dapat terjadi pada suatu reservoir, dimana kondisi seperti ini paling ideal dan paling banyak didapatkan di reservoir. Variasi parameter reservoir dapat diidentifikasikan antara lain dengan cara interpretasi log.

3.2.1. Pengertian Heterogenitas Reservoir
Heterogenitas reservoir adalah tingkat ketidakseragaman suatu reservoir dalam hal karakteristik batuan dan fluida reservoir dari suatu tempat dengan tempat lain dalam reservoir yang sama.
Heterogenitas reservoir dapat terjadi dalam skala ukuran pori ataupun ukuran daerah regional reservoir. Perubahan tersebut dapat terjadi baik secara alamiah maupun akibat adanya invasi Lumpur bor, stimulasi atau akibat oleh adanya penginjeksian fluida dari permukaan.

3.2.2. Klasifikasi Heterogenitas Reservoir
Berdasarkan skala atau ukuran dari ketidakseragaman yang terdapat didalam reservoir, maka heterogenitas reservoir dapat diklasifikasikan menjadi tiga yaitu : heterogenitas reservoir skala megaskropis, skala makroskopis, dan skala mikroskopis, dimana skala heterogenitas reservoir tersebut akan dibahas satu persatu.

3.2.2.1. Heterogenitas Reservoir Skala Megakropis
Heterogenitas reservoir skala megaskropis merupakan heterogenitas dengan skala terbesar dan deskripsinya melalui lithologi, stratigrafi, dan lingkungan pengendapan. Heterogenitas ini merupakan akibat dari gaya – gayageologi yang telah bekerja padanya, selama ataupun setelah proses pengendapan berlangsung dilingkungan pengendapan tertentu. Proses tersebut akan menghasilkan distribusi material pembentuk batuan reservoir, yang pada tahap berikutnya menunjukkan sifat – sifat batuan tersebut.
Mr. Robinson (1971) memberikan gambaran aliran dalam reservoir dan factor pengontrolnya, sebagai berikut :
1. Permeabilitas rata- rata digunakan untuk melakukan peramalan perilaku reservoir. Dan tingkat perbedaan harga permeabilitas yang diakibatkan oleh tingkat pengendapan yang berbeda.
2. Ketidakseragaman permeabilitas mempengaruhi aliran antar lapisan, dan adanya daya dorong air pada saat injeksi air dilakukan.
3. Lapisan shale mempengaruhi ulah kerja reservoir, akibat sifatnya mudah mengembang bila terkena air, maka dapat menurunkan mobilitas fluida yang dikandung.

3.2.2.2. Heterogenitas Reservoir Skala Makroskopis
Heterogenitas skala makroskopis ini meliputi susunan lithologi antar beberapa sumur yang diidentifikasikan dengan adanya tekstur primer dalam struktur sedimen yang terdapat dalam batuan reservoir.
Heterogenitas skala makroskopis dipengaruhi oleh adanya besar butir, pemilihan dan perlapisan. Meskipun pada perlapisan (cross bedding) aliran fluida telah dianalisa maka distribusi minyak sisa pada struktur sedimen sangat sulit untuk diidentifikasi. Dalam hal korelasi antar sumur, sifat batuan maupun lithologi serupa dipakai dasar korelasi antar sumur, selama masih dalam reservoir yang sama.

3.2.2.3. Heterogenitas Reservoir Skala Mikroskopis
Heterogenitas reservoir skala mikroskopis merupakan pencerminan dari ukuran pori – pori, bentuk dan ukuran butiran material penyusun batuan serta distribusinya. Pengendapan primer dikontrol oleh adanya besar butir, pemilahan, kandungan material clay, derajat sementasi dan kompaksi batuannya. Pada batuan reservoir sedimen klastik yang dangkal terlihat tekstur pengendapan primer dan dipakai untuk mengontrol karakteristik pori – pori.
Diagenesa merupakan proses perubahan dalam batuan sedimen pada temperatur rendah setelah litifikasi. Litifikasi merupakan proses perubahan depossisi sedimen menjadi batuan keras. Adapun factor – factor pengontrol heterogenitas reservoir skala mikroskopis, adalah sebagai berikut :
Pelarutan CaCO3
CaCO3 + H2O + CO2 Ca(HCO3 )2 + H2O
Air yang melalui celah batuan (terutama batuan karbonat), akan melarutkan limestone dan meningkatkan porositas batuan.
Kristalisasi Ca(HCO3)2
Pembentukan kristal Ca(HCO3 )2 dari CO2 dan H2O pada temperatur tinggi akan mengakibatkan turunya porositas batuan.
Dolomitasi
CaCO3 + MgCl2 CaMg(CO3 )2 + Cl2
Pembentukan dolomite CaMg(CO3 )2 dari CaCO3 mengakibatkan pengkerutan (shrinkage), sehingga meningkatkan porositas batuan.
Fracturing
Bila rekahan tak disertai oleh sementasi, maka dapat menaikkan porositas batuan.
Kompaksi
Kompaks dapat mengakinatkan pengkerutan mineral dan secara langsung akan menurunkan porositas.

3.2.3. Faktor – Faktor Yang Mengontrol Heterogenitas Reservoir
Faktor – faktor yang mengontrol adanya heterogenitas reservoir, antara lain sedimentasi tektonik regional, komposisi dan tekstur batuan serta geometri pori – pori.

3.2.3.1. Sedimentasi Tektonik Regional
Sedimentasi tektonik regional menyebabkan terjadinya ketidakseragaman, karena dalam suatu reservoir dimungkinkan oleh adanya bermacam – macam lingkungan pengendapan tersebut didukung oleh proses diagenesa yang mengenainya. Proses diagenesa tersebut terjadi setelah pengendapan sehingga menyebabkan perubahan terhadap porositas maupun permeabilitas.
Proses – proses tektonik lain yang terjadi dalam reservoir menyebabkan perubahan struktur reservoir, patahan, pengangkatan maupun ketidakselarasan. Keseluruhan gaya – gaya geologi yang bekerja pada reservoir lebih besar pengaruhnya terhadap ketidakselarasan sifat dalam skala regional.

3.2.3.2. Komposisi Dan Tekstur Batuan
Komposisi dan tekstur batuan merupakan pengontrol geologi untuk mengontrol ketidakseragaman reservoir, terutama antara batuan penyusun reservoir (makro), karena perubahan yang terjadi merupakan perubahan komposisi yang terdiri dari lithologi, erticaly, juga butiran yang akan berpengaruh terhadap ketidakseragaman parameter dalam reservoir.
Perubahan lithologi maupun mineral mempengaruhi besarnya ukuran butir maupun batuan penyusun reservoir yang mana hal tersebut dapat merubah keadaan reservoir yang telah ada sebelumnya. Demikian pula dengan tekstur batuan, karena tektur batuan yang terdiri dari ukuran butir, sortasi, dan kekompakkan berpengaruh terhadap volume maupun ukuran pori yang akan mempengaruhi terhadap besar kecilnya kemampuan batuan untuk mengalirkan kembali fluida yang dikandungnya. Hal tersebut dapat dipakai sebagai pengontrol heterogenitas dalam skala mikroskopis.

3.2.3.3. Geometri Pori – Pori
Geometri dapat berupa ukuran rongga pori, ukuran tubuh pori, peretakan dan kekasaran butir matrik, akan mempengaruhi terhadap besarnya porositas maupun permeabilitas batuan reservoir, dan sekaligus parameter diatas menunujukan besarnya cadangan yang dapat ditampung dan diproduksikan. Oleh karena itu, geometri pori – poridapat digunakan sebagai pengontrol heterogenitas reservoir dalam skala miroskopis.




Type Heterogenitas Reservoir
Berdasarkan arah penyebarannya, heterogenitas reservoir dapat dibedakan menjadi dua, yaitu heterogenitas reservoir arah horizontal dan heterogenitas arah vertikal.

3.2.4.1. Heterogenitas Reservoir Arah Vertikal
Untuk mengetahui heterogenitas arah vertikal, maka perlu diperhatikan parameter – parameter penentu heterogenitas skala megaskropis, makroskopis, dan mikroskopis. Tipe vertikal pada skala megaskropis dicirikan adanya lingkunga pengendapan yang berbeda, diagenesa dan juga strukturnya. Tersebut diatas mempengaruhi komposisi, minerallogi, juga teksturnya didalam batuan seperti ukuran butir, sortasi, dan fabric berpengaruh pada geometri pori dan menyebabkan reservoir heterogen. Contoh heterogenitas vertikal terlihat pada Gambar 3.7, berupa channel dan delta.
Dari contoh dapat dilihat bahwa ukuran butir pada channel dari atas ke bawah semakin besar dan untuk deltaic bar terjadi sebaliknya. Dengan demikian juga untuk tekstur, ruang pori, kapilaritas dan kontinuitas terjadi sebaliknya, dimana untuk channel ukuran butir dan sortasinya semakin keatas akan semakin baik, kemudian untuk porositasnya semaki keatas semakin besar dan ukuran porI – pori semakin keatas semakin halus, sehingga permeabilitasnya semakin ke atas semakin rendah. Sedangkan untuk saturasi airnya semakin keatas semakin besar, hal ini disebabkan karena kontinuitasnya semakin keatas semakin buruk. Untuk lingkungan pengendapan deltaic bars akan terjadi kebalikan dari channel, baik ukuran butir, sortasi, porositas, ukuran pori, permeabilitas dan saturasi air maupun kontinuitasnya.








 




















Gambar 3.7
Profil Permeabilitas Ideal Dan Rekaman Log Pada Delta Dan Channel 1)













Pengaruh heterogenitas vertikal disamping mempengaruhi harga porositas, permeabilitas dan saturasi air secara mikroskopis, juga mempengaruhi bentuk kurva tekanan kapiler (Pc) versus saturasi air (Sw).
Pada gilirannya tekanan kapiler yang dikombinasikan dengan saturasi air tersebut akan mempengaruhi ketinggian water oil contac (WOC), sehingga perbedaannya akan mengakibatkan miringnya WOC. Pada permeabilitas tinggi akan didapatkan zona transisi (h) yang sempit, sedangkan pada permeabilitas rendah akan terjadi sebaliknya, seperti terlihat pada Gambar 3.8.



 
















Gambar 3.8
Kemiringan Water Oil Contac (WOC) Dikarenakan Perbedaan Permeabilitas 6)


Demikian juga bila formasi yang ditembus sumur pemboran yang dipengaruhi oleh adanya perlapisan. Dimana setiap lapisan mempunyai tekanan kapiler, sehingga didapatkan kurva tekanan kapiler atau ketebalan zona transisi versus saturasi air yang berbeda untuk setiap lapisan, dan untuk lebih jelasnya lihat Gambar 3.9.





 



























Gambar 3.9
Pengaruh Permeabilitas Layer Pada Saturasi Air 6)


Dari gambar 3-9B, layer 1 dan layer 3 tidak memproduksikan air, tetapi layer 2 dan layer 4 memproduksikan air, karena layer ini sudah memasuki zona transisi. Demikian halnya dengan layer 5 dan seterusnya. Heterogenitas vertikal ini akan mempengaruhi kurva tekanan kapiler versus saturasi air, dan akan mempengaruhi zona transisi sehingga mempengaruhi produksi dan komplesinya.

3.2.4.2. Heterogenitas Reservoir Arah Horizontal
Heterogenitas jenis ini dapat terjadi baik dalam skala megaskropis, makroskpis,maupun mikroskopis. Dalam skala megaskropis, terlihat bahwa reservoir terbatas luasnya, strukturnya dan akibat diagenesa mengakibatkan heterogenitas secara horizontal dari tempat yang satu ke tempat yang lainnya.
Heterogenitas tersebut dapat berupa porositas, permeabilitas, atau kontinuitas, sehingga akan mempengaruhi perilaku reservoir yang bersangkutan. Bila dilihat dalam skala makroskopis, baik untuk komposisi dan tekstur yang terdiri dari lithologi, minerallogi, dan tekstur yang terdiri dari ukuran butir, sortasi, kekompakan dan fabric akan berpengaruh secara horizontal.
Pada lingkungan pengendapan alluvial yang merupakan bagian dari pengendapan kontinen, mempunyai sifat – sifat sebagai berikut :
1. Geometri berbentuk kerucut atau membaji.
2. Perlapisan bervariasi dengan kemiringan rendah.
3. Permeabilitas bervariasi, disamping itu permeabilitas horizontal lebih besar daripada permeabilitas vertikal.
Sedangkan beberapa sifat reservoir dengan lingkungan pengendapan river braided, antara lain :
1. Geometri merupakan lembaran dan mungkin memanjang.
2. Perlapisannya tipis.
3. Permeabilitas bervariasi, dimana permeabilitas horizontal lebih besar dari permeabilitas vertikal.
4. Pembatas permeabilitasnya biasanya tidak kontinyu.


Sebagai contoh dari penyebaran batuan arah horizontal dalam lingkungan pengendapan transisi antara deltaic, interdeltaic, dan monodektaic.
Beberapa sifat batuan dengan lingkungan pengendapan delta, adalah sebagai berikut :
1. Geometrinya adalah merupakan saluran memanjang dan penghalang pantai berlapis – lapis.
2. Beddingnya tebal dan sedikit adanya layer.
3. Permeabilitas pada channel sand semakin keatas semakin besar dan tidak berarah, sehingga permeabilitas horizontal lebih besar daripada permeabilitas vertikal.
4. Pembatas permeabilitasnya terbentuk secara lokal dan semakin sering antara tubuh batupasir.
Sifat – sifat tersebut diatas merupakan sifat lingkungan pengendapan delta yang didominasi oleh ombak, sedangkan delta yang banyak didominasi oleh arus sungai, mempunyai sifat – sifat sebagai berikut :
1. Geometrinya merupakan linier channel mouth bar dan meandering.
2. Beddingnya tebal dan perlaisan buruk.
3. Permeabilitasnya semakin keatas semakin berkurang dan berarah sehingga permeabilitas horizontalnya lebih besar daripada permeabilitas vertikal.
4. Pembatas permeabilitasnya terbentuk secara lokal dan semakin sering terdapat pada tubuh batupasir.
Sedangkan contoh dari lingkungan pengendapan pantai mempunyai sifat – sifat, antara lain :
1. Geometrinya merupakan lembaran dan juga mungkin linier.
2. Beddingnya tebal dan perlapisan buruk.
3. Permeabilitasnya cenderung semakin keatas semakin bertambah besar dan tidak berarah, sehingga permeabilitas horizontal lebih besar dari permeabilitas vertikalnya.
4. Pembatas permeabilitasnya terbentuk secara lokal.

Selanjutnya untuk sifat – sifat lingkungan pengendapan laut dangkal adalah sebagai berikut :
1. Geometrinya berlapis – lapis akibat pengaruh ombak ataupun badai yang linier akibat adanya pasang surut pantai.
2. Beddingnya merupakan lapisan tipis.
3. Permeabilitasnya besar dan berarah atau tidak berarah dan rendah yang akibat dari semen kalsit, sehingga permeabilitas horizontalnya lebih besar dari permeabilitas vertikalnya.
4. Pembatas permeabilitasnya meluas.
Kemudian sifat dari batuan lingkungan pengendapan turbidit, yaitu :
1. Geometrinya menjadi dan membentuk lapisan.
2. Beddingnya merupakan layer dan tipis.
3. Permeabilitasnya bervariasi pada channel.

3.2.5. Batas Vertikal Dan Lateral Reservoir Berlapis
Reservoir hidrokarbon mempunyai pengertian sebagai bagian dari perangkap yang mengandung hidrokarbon. Sedangkan batas reservoir merupakan batas yang memisahkan antara daerah yang mengandung hidrokarbon dan daerah yang tidak mengandung hidrokarbon. Sehingga berdasarkan pengertian ini dapat dibedakan bahwa batas reservoir ada dua, yaitu batas vertikal dan batas lateral reservoir.
Tujuan dari penentuan batas – batas reservoir adalah untuk meramalkan bentuk geometris dari suatu lapangan minyak, untuk menentukan distribusi fluida dalam reservoir, dan untuk menentukan batas luar dari suatu lapangan.

3.2.5.1. Batas Vertikal Reservoir Berlapis
Dalam melakukan analisa terhadap suatu reservoir berlapis, sebenarnya tidak jauh berbeda dengan analisa pada reservoir tidak berlapis. Perbedaannya hanya pada reservoir berlapis dilakukan beberapa kali analisa, karena perlapisan yang ada tidak hanya satu tetapi banyak perlapisan.
Batas reservoir secara vertical adalah batas maksimum distribusi fluida secara vertikal dalam reservoir. Penentuan batas vertical ini dimaksudkan untuk mengetahui batas bawah suatu reservoir hidrokarbon, dimana batas bawah ini ditunjukan oleh batas minyak dan air (WOC).
Ada dua pengertian mengenai batas minyak – air ini, yaitu :
1. Suatu permukaan (bidang) dimana saturasi airnya 100%
2. Suatu bidang dimana produksi fluidanya adalah 1000% air.
Tetapi pengertian yang umum dipakai adalah pengertian kedua, dimana pada keadaan ini minyak sudah tidak terproduksikan lagi.
Batas atas reservoir ditunjukkan oleh batas antara minyak dan gas (GOC). Seperti halnya pada batas minyak dan air, batas antara minyak dan gas juga mempunyai zona transisi. Dimana besarnya zona transisi tersebut tergantung dari perbedaan berat fluidanya. Semakin besar perbedaan berat fluidanya maka semakin kecil zona transisinya, demikian juga sebaliknya.

3.2.5.2. Batas Lateral Reservoir Berlapis
Batas resrvoir secara lateral adalah batas maksimum penyebaran atau distribusi hidrokarbon secara lateral dalam reservoir. Batas lateral reservoir juga digunakan untuk menentukan batas terluar dari reservoir, yang menentukan luas dari reservoir tersebut. Luasan reservoir penting ditentukan, karena dari perhitungan luasan tersebut dapat diperkirakan besarnya cadangan yang ada (secara volumetric). Dari perhitungan cadangan tersebut kemudian dapat dinilai segi ekonominya, penilaian inilah yang menjadi dasar dilakukannya tindakan selanjutnya.
Dalam penentuan batas lateral suatu reservoir, batas minyak – air dapat dipakai sebagai dasar (dalam bentuk reservoir yang normal / antiklin). Tetapi batas reservoir secara lateral ini juga ditentukan oleh jenis dan bentuk perangkap, seperti : patahan, pembajian.



3.2.6. Interpretasi Log
Batupasir berisi semacam atau lain macam cairan. Variasi resistivitas ini mengontrol log resistivitas dari batupasir daripada sifat – sifat lithologi dari batupasirnya sendiri.
Korelasi dengan menggunakan log listrik dilakukan dengan meletakkan satu kurva log diatas kurva lainnya untuk mencari titik – titik yang diperkirakan mempunyai kesamaan lithologi berdasarkan bentuk – bentuk kurvanya. Harus diingat bahwa suatu lapisan batuan dapat bervariasi ketebalannya, sehingga posisi kurva perlu digeser satu sama lain untuk menyamakan kurva lapisan tipis dengan kurva lapisan tebal. Saat prosedur diatas dilakukan berkali – kali, kadang – kadang ditemukan adanya kesenjangan (gap) lapisan, yang dapat ditafsirkan sebagai terdapatnya patahan, pembajian atau lainnya. Hasil yang diperoleh dari operasi korelasi berupa hubungan lateral lapisan – lapisan yang terlihat setelah penampang vertikal dikonstruksikan. Hubungan lateral tersebut berupa : Variasi ketebalan.
Suatu lapisan atau zona lapisan yang dibatasi oleh dua bidang lapisan atau dua garis korelasi dapat diperlihatkan variasi ketebalan. Disebabkan karena adanya perbedaan kecepatan pengendapan sedimen dan penurunan cekungan pengendapan. Pada umumnya terdapat keseragaman variasi ketebalan lapisan ke satu arah. Penipisan yang tiba – tiba pada suatu sumur, tetapi kemudian menebal lagi pada sumur berikutnya, mungkin menandakan adanya patahan. Pembajian lapisan.
Pembajian adalah hilangnya lapisan batuan yang mungkin disebabkan perubahan facies sedimentasi. Pembajian lapisan diperlihatkan oleh batas atas dan bawah lapisan yang makin sempit kemudian berimpit dan menghilang. Pembajian biasa berkaitan dengan ketidakselarasan, terutama dalam bentuk overlap.Dalam praktek, bidang permukaan lapisan dianggap sebagai bidang kesamaan waktu, maka perubahan lithofacies ditunjukkan oleh perubahan lithologi kearah lateral dalam suatu lapisan. Perubahan lithofacies biasanya terjadi pada batuan yang shally, yang gejalanya mirip dengan pembajian, sehingga perbedaan antar keduanya sering kabur. Penyerpihan dapat mengakibatkan terbentuknya perangkap stratigrafi.

 


















Gambar 3.10
Contoh Korelasi Dengan Log Listrik 9)




Diposkan 15th November 2011 oleh Gede siddiarta

0 
Tambahkan komentar




Memuat
Gede Siddiarta. Template Dynamic Views. Diberdayakan oleh Blogger.