" PANGEA"

Minggu, 09 Oktober 2011

CEKUNGAN KUTAI

II.1. Geologi Regional

                Lapangan penelitian secara regional termasuk dalam fisiografi Cekungan Kutai, Kalimantan Timur. Cekungan Kutai merupakan salah satu Cekungan Tersier Kalimantan Timur yang dibatasi sebelah barat oleh Paparan Stabil Sunda dari Kalimantan Barat yang merupakan komplesks batuan dasar pra-Tersier, batuan beku dan metamorf yang telah stabil, dibagian baratlaut oleh dibatasi oleh Tinggian Kuching, disebelah utaranya terletak Cekungan Tarakan yang antara keduanya dipisahkan oleh pegunungan Meratus memisahkan Cekungan Tarakan yang antara keduanya dipisahkan oleh Busur Mangkalihat. Pada bagian Selatan, pegunungan Meratus memisahkan Cekungan Kutai dengan subcekungan Barito dan subcekungan Pasir. Pada bagian Selatan juga dibatasi oleh Patternosfer Arch yang merupakan batuan dasar yang menunjam ke arah Timur – Tenggara, sedang pada bagian timur Cekungan Kutai membujur selat Makasar.
            Sedimen Tersier di Cekungan Kutai menerus keselatan dengan Cekungan Barito dan Paparan Patternosfer, demikian pula Cekungan Tarakan. Stratigrafi cekungan ini pada umumnya menunjukkan daur trangresi yang diikuti dengan regresi, namun terdapat variasi khusus tiap cekungan.

II.1.1. Stratigrafi Regional
            Menurut Marks et all (1982), stratigrafi regional Cekungan Kutai bagian Tenggara dari yang tertua sampai yang termuda, sebagai berikut :
1.. Formasi Pamaluan  .

2.  Formasi Bebulu Group

3    Formasi Balikpapan Group

4.  Formasi Kampung Baru Group

5.  Formasi Mahakam Group



            Pada daerah telitian merupakan formasi Balikpapan, formasi ini tersusun atas batupasir dan batulempung dengan sisipan lanau, serpih, batugamping, dan batubara. Adapun umur dari formasi ini adalah Miosen Tengah bagian bawah – Miosen Atas bagian bawah. Formasi ini merupakan endapan regresif perenggang delta sampai daratan delta (delta plain). Ketebalannya diperkirakan sekitar 1000 – 1500 meter, yang mempunyai hubungan menjari dengan Formasi Bebulu dan ditumpangi secara selaras oleh Formasi Kampung Baru. Formasi Balikpapan dibagi menjadi tiga bagian yaitu Formasi Klandasan, Formasi Badak Bawah, dan Formasi Badak Atas, yang merupakan hasil pengendapan di lingkungan delta plain. Formasi –formasi ini banyak yang menjadi reservoar bagi lapangan minyak di cekungan Kutai.

II.1.2. Struktur Geologi

            Menurut Marshall, A. (1977) secara regional daerah Kalimantan Timur terdiri dari struktur antiklin yang rapat dan sinklin yang lebar dengan arah umum Utara Timur Laut – Selatan Barat Daya. Semakin ke arah timur struktur geologinya semakin sederhana. Semua lapangan minyak di Cekungan Kutai terletak pada sumbu antiklin dari barat timur.
            Perlipatan regional ini terjadi pada Akhir Miosen Tengah dan berhubungan dengan pergerakan lempeng tektonik selat Makasar ke arah Barat yang ditahan oleh tinggian Kuching.

II.2. Sedimentologi Delta Mahakam

            Delta Mahakam terbentuk pada muara Sungai Mahakam yang terletak di pantai timur Pulau Kalimantan, antara 0°20' LS dan 117°40' LT. Delta ini terbentuk pada tahap akhir transgresi Holosen selama 5000 sampai dengan 7000 tahun yang lalu. Selama waktu itu delta telah berkembang maju (progradasi) dan membentuk sistem delta yang melingkupi daerah seluas ± 5000 km²,termasuk 1000 km² delta plain.
            Delta Mahakam adalah daerah dimana terdapat beberapa lapangan minyak besar, yang tersusun oleh rangkaian endapan deltaik Miosen. Allen, (1987) telah melakukan penelitian atau studi terhadap delta Mahakam modern, karena delta Mahakam modern mempunyai karateristik yang hampir sama dengan delta Mahakam Miosen sehingga dapat memberikan gambaran pembentukan reservoar batupasir Miosen di daerah ini.
            Dalam pembentukan suatu delta, akan berkembang pola-pola morfologi yang masing –masing merupakan produk lingkungan pengendapan yang berbeda. Komponen morfologi delta antara lain delta plain, delta front, dan prodelta. Tiga proses pokok yang mengontrol pembentukan delta yaitu proses fluvial, tidal dan gelombang air laut. Berdasarkan ketiga parameter ini, delta Mahakam yang merupakan delta dengan pengaruh proses fluvial dan tidal yang relatif sama atau seimbang, termasuk dalam tipe fluvial – tide delta.

II.2.1. Aspek – aspek Umum Sedimentasi Delta

            Lyell, (1954) mendefinisikan delta sebagai tempat akumulasi sedimen fluvial yang diendapakan di muara sungai. Dalam pengertian umum, delta didefinisikan sebagai suatu kenampakan pantai atau garis pantai yang terbentuk akaibat adanya material – material sedimen yang dibawa oleh air sungai dan diendapkan di muara sungai tersebut. Sebuah delta terbentuk dan berkembang jika akumulasi sedimen – sedimen yang berasal dari sungai pada tepi cekungan lebih cepat dibandingkan dengan penyebaran sedimen oleh proses – proses yang berasal dari cekungan penerima.
            Atas dasar perkembangan pola morfologi dan komponen sedimnennya, Allen (1987) membagi delta menjadi tiga bagian, yaitu :
1.      Delta plain
Merupakan daratan delta yang dibangun oleh endapan fluvial, diendapkan di atas bagian delta yang lebih marin (delta front). Bagian ini membentuk dataran landai berawa yang disusun terutama oleh sedimen berbutir halus seperti serpih, serpih organik dan batubara. Dataran tersebut digerus secara erosional sampai bagian dasarnya oleh alur- alur (distributary chanel) yang membentuk pola percabangan yang menyalurkan air dan sedimen. Alur – alur ini adalah tempat pengendapan pasir (channel fill sand), yang merupakan reservoar yang baik.
2.      Delta front
Merupakan paparan laut dangkal dengan kemiringan ke arah laut, yang mengakumulasi sedimen ke arah laut memalui alur – alur (distributaries). Umumnya pemasukan pasir ke delta front melalui alur – alur ini membentuk endapan gosong muara sungai (distributary mouth bar). Pola fasies dan ukuran endapan ini tergantung pada intensitas aktivitas laut terhadap pantai dan kecepatan pemasukan sedimen oleh sungai. Diantara endapan tersebut, diendapakan lumpur lanauan dan pasiran, yang semakin meningkat kandungan lumpurnya ke arah lepas pantai.
3.      Prodelta
Prodelta merupakan perselingan antara gosong pasir (sand bar) dan endapan lumpur, tetapi umumnya berupa zona lumpur tanpa pasir. Zona ini sangat dipengaruhi oleh proses pasang surut air laut yang hanya mengakumulasi lempung dan lanau. Prodelta sulit dibedakan dengan endapan paparan (shelf deposit), tetapi pada umumnya lebih tipis dan lebih bersifat marin.

II.2.2. Delta Mahakam Miosen

            Delta Mahakam Miosen telah mengalami beberapa fase pengisian sedimen. Pada kala Oligosen di daerah ini mulai mengendapkan sekuen trangresif berupa marine shale.Pada Miosen Tengah sampai Pliosen terjadi pengendapan sedimen delta sampai fluvial dengan tebal lebih dari 5000 meter dengan pola pengendapan sekuen regresif. Rangkaian deltaik disusun oleh beberapa siklus delta dengan ketebalan masing - masing siklus berkisar antara 30 – 80 meter. Siklus ini disusun oleh endapan delta berupa batubara dan endapan transgresif berupa marine shale, yang ditutupi oleh serpih podelta. Kemudian diatasnya diendapkan endapan regresif yang terdiri dari batupasir mouth bar dan serpih pasiran, batupasir distributary channel, splays, serpih organik dan batubara. Puncak siklus ditandai dengan lapisan batubara yang relatif tebal, ditutupi oleh marine shale atau endapan karbonat yang menunjukkan aktivitas tektonik regional atau peristiwa kenaikan muka air laut global.
            Selama Miosen Tengah sampaai Pliosen terbentuk rangkaian lipatan berarah timur laut – barat daya sepanjang pantai Kalimantan Timur dan di lepas pantainya. Pembentukan lipatan ini terjadi bersaman dengan pengendapan sedimmen dari arah barat. Analisa fasies dari batuan inti (core rock) menunjukkan bahwa delta Mahakam dipengaruhi oleh sistem fluvial dan tidal dengan tidak adanya pengaruh gelombang air laut. Sifat –sifat umum morfologi dan sedimentologi delta Mahakam Miosen menunjukkan kesamaan dengan delta Mahakam modern (Alle,1987).
            Lumpur deltaik yang kaya akan bahan organik di delta front dan prodelta serta serpih organik dan batubara di delta plain merupakan batuan induk bagi pembentukan hidrokarbon yang terperangkap pada antiklin. Reservoar utama di cekungan delta Mahakam terdapat pada batupasir distributary channel di delta palain dan mouth bar di delta front.
           

II.2.3. Delta Mahakam Modern

            Delta Mahakam modern terletak di muara Sungai Mahakam, pantai timur Kalimantan. Delta ini merupakan delta Holosen yang berprogradasi di atas permukaan endapan transgresif Holosen sejak 5000 – 7000 tahun yang lalu, dan telah mencakup daerah hampir seluas 5000 km², dengan tebal sedimen sekuen regresif delta antara 50 –70 meter (Allen,1987).
            Delta Mahakam modern menunjukkan morfologi berbentuk kipas asimetris, yang terbentuk akibat pengaruh campuran dua sistem, yaitu antar sistem fluvial dan tidal. Delta Mahakam modern berprogradasi di atas permukan endapan transgresif Holosen, membentuk pola sedimen regresif yang ukuran butirnya mengkasar keatas (coarsening upward), tersusun atas pengendapan sedimen prodelta, delta front dan delta plain yang vertikal sebagai progradasi ke arah laut. Batas luar prodelta berada pada kedalaman 70 meter dan delta front terletak pada kedalaman 0 – 10 meter dari muka air laut. Alur – alur (channel) pada delta plain membentuk pola percabangan sungai ke laut, menggerus vegetasi pada delta plain sampai delta front dengan kedalaman sekitar 20 meter.

II.3. Tinjauan Umum Lapangan Badak

                Lapangan Badak terletak di delta Sungai Mahakam , berjarak kira – kira 55 km di sebelah  timur laut kota Samarinda, Kalimantan  Timur, pada  posisi  geografis 117º22'30" BT, 0º23'30" LS dan 117º27'30" BT , 0°15'0" LS.

II.3.1. Sejarah Lapangan Badak

            Lapangan Badak pertama kali ditemukan oleh Huffco Indonesia pada tahun 1972, dan melakukan pengeboran pada sumur Badak 1. Hingga saat ini sumur yang telah selesai dibor pada lapangan Badak berjumlah 192 sumur.
            Pengeboran lapangan Badak dilakukan pada kedalaman 5000 feet sampai dengan kedalaman 12000 feet. Sampai sekarang masih dilakukan pengeboran sumur pengembangan serta pemeliharaan sumur – sumur lama dengan tujuan untuk meningkatkan produksi.

II.3.2. Kondisi Geologi Lapangan Badak

            Lapangan Badak merupakan bagian dari delta Mahakam, yang sejarah sedimentasinya dimulai dari Miosen sampai sekarang. Pada akhir masa Miosen terbentuk delta dibawah permukaan sungai Mahakam. Delta ini terbentuk dan bergerak dari arah barat ke arah timur setelah terangkatnya daerah bagian barat yang terangkat sedikit demi sedikit (pengangkatan dari daerah tinggian Kuching) dari batas datarannya, kemudian beregresi ke arah timur sehingga terbentuk lipatan – lipatan, dan salah satunya adalah lipatan Badak.

II.3.3. Stratigrafi Lapangan Badak
            Stratigrafi lapangan Badak berumur Miosen – Holosen, dicirikan oleh perselingan antara serpih, batulanau dan batupasir yang merupakan endapan delta. Hidrokarbon ditemukan dalam perlapisan batupasir delta dari Formasi Balikpapan. Formasi Balikpapan ini terdiri dari batuan klastik seperti batupasir,batulanau, dan shale, dengan perlapisan batugamping berselang – seling dan batubara. Sedimen klastik ini diendapkan pada beberapa zona dari lingkungan delta selama Miosen Tengah sampai Miosen Akhir.
            Gwin et al (1974) membagi urutan stratigrafi Lapangan Badak menjadi tiga urutan berdasarkan variasi fasies batuannya, yaitu Lower Badak sequence dan Middle Badak sequence yang termasuk dalam Formasi Balikpapan, serta Upper Badak Sequence yang termasuk dalam formasi Kampung Baru.
a.       Lower Badak Sequnce (Sekuen Badak Bawah)
            Terdapat pada interval kedalaman 1.021 ft sampai 7540 ft, dan termasuk dalam formasi Balikpapan. Sekuen ini tersusun atas batulanau dan sisipan serpih, lapisan batugamping dan interkalasi batupasir kuarsa. Umumnya batupasir yang terdapat memiliki pola mengkasar ke atas, tidak menerus dan padat dengan semen karbonat, yang menandakan  bahwa pengendapannya terjadi pada lingkungan distal delta front.
b.      Middle  Badak Sequnce ( Sekuen Badak Tengah)
          Middle Badak Sequence masih termasuk dalam Formasi Balikpapan, terdapat pada  kedalaman 2450 ft – 7540 ft. Sekuen ini tersusun atas litologi batupasir kuarsa lebih melimpah dan tebal, batulanau, shale, dan lapisan batubara. Batupasir ini umumnya berupa clean sand dan lebih potous dibanding dengan batupasir yang berada ditempat yang lebih dalam. Fasies sequencenya menunjukkan lingkungan pengendapan proximal delta front facies.
c.       Upper Badak Sequence (Sekuen Badak Atas)
                        Sekuen ini terletak paad kedalaman 2450 ft hingga ke permukaan dan merupakan Formasi Kampung Baru. Sekuen ini tersusun atas batupasir kuarsa, beberapa lapisan batulanau, batulempung, dan lignit yang melimph hingga mencapai 47 % dari ketebalan sekuen. Fosil fauna tidak ditemukan, sekuen ini merupakan ciri lingkungan delta plain facies.

II.3.4. Struktur Geologi Lapangan Badak
            Lapangan Badak terletak pada ujung utara sekitar 80 km dari rangkain antiklin Badak – Handil. Daerah ini berupa antiklin landai yang asimetri dan relatif condong ke arah timur laut – barat daya dengan sayap yang relatif terjal dibagian tenggara. Berdasarkan peta struktur hasil interpretasi seisimik menunjukkan bahwa klosur vertikal berkembang seiring dengan bertambahnya kedalaman atau menunjukkan pertumbuhan synsedimentary structure. Selama periode waktu pengendapan batuan penyusunnya berkembang pula struktur geologi pada daerah ini.



BAB III
DASAR TEORI


            Akumulasi hidrokarbon di bawah permukaan dapat dideteksi melalui tahap – tahap penyelidikan geologi dibawah permukaan yang telah banyak  dilakukan oleh perusahaan - perusahaan minyak di dunia.Tahap – tahap penyelidikan geologi bawah permukaan merupakan salah satu metode yang penting dalam explorasi dan exploitasi minyak dan gas bumi.
 Produksi minyak dan gas bumi yang terus menerus dapat mengakibatkan cadangan makin menciut, dan dengan harapan bahwa dengan dilakukannya eksplorasi disuatu daerah yang diperkirakan terdapat akumulasi hidrokarbon maka dapat diadakan inventarisasi mengenai jumlah cadangan dan sampai kapan minyak bumi ini akan habis.

III.1. LOG MEKANIK
            Log merupakan suatu data yang didapat melalui hasil rekaman suatu lubang bor dari permukaan sampai kedalaman tertentu. Prinsip dasar dari log adalah mengukur parameter fisik yang meliputi porositas, kejenuhan hidrokarbon, ketebalan lapisan yang permeabel.
            Berdasarkan sifat –sifat fisika yang diukur log mekanik dapat dibagi atas tiga yaitu log listrik, log radioaktif dan log sonik. Yang termasuk dalam log listrik antara lain log SP dan log resistivitas, sedangkan yang termasuk dalam log radioaktif antara lain log GR, log densitas dan log netron.
Logging merupakan salah satu tahap dalam melakukan eksplorasi minyak dan gas bumi yang bertujuan untuk menentukan letak kedalam zona produktif dan mengetahui kondisi struktur dan startigrafis suatu daerah dengan cara melalukan korelasi antara sumur pemboran yang dijadikan sebagai dasar dalam pembuatan peta bawah permukaan.

III.1.1. Log Sinar Gamma (Gamma Ray Log)
            Log sinar gamma adalah log yang mengukur intensitas radiasi sinar gamma yang dipancarkan secara alamiah oleh batuan. Sumber radiasi sinar gamma di dalam batuan berasal dari peluruhan potasium, uranium, dan thorium. Dari ketiga unsur tersebut potasium lebih banyak dijumpai dibanding dengan unsur radioaktif lainnya. Log ini terekam pada track 1dengan satuan API. Nilai radioaktivitas yang diukur sangat tergantung dari macam batuannya. Pada batuan sedimen , unsur radioaktif banyak terkonsentrasi pada serpih atau lempung, sehingga dalam log GR besar kecilnya intensitas radioaktif akan menunjukkan ada tidaknya kandungan serpih atau lempung, yang juga berperan dalam pekerjaan korelasi dan evaluasi kandungan serpih di dalam suatu formasi.

III.1.2. Log  SP (Spontaneous Potensial)
            Yaitu log listrik yang digunakan untuk mengetahui beda potensial yang timbul antara lumpur pemboran dengan batuan insitu pada formasi disekitar lubang bor. Log SP direkam pada track 1 bersamaan dengan log GR dengan satuan milivolt. Pada shaly section, log SP mencapai  maksimum ke arah kanan. Log SP hanya dapat menunjukkan lapisan permeabel, namun tidak dapat mengukur harga absolut dari permeabilitas maupun porositas dari suatu formasi.

III.1.3. Log Tahanan Jenis (Resistivity Log)
            Log tahanan jenis yaitu log listrik yang dipakai untuk mengukur tahanan jenis batuan secara langsung dari dasar sumur samapi ke permukaan. Secara umum tahanan jenis suatu batuan didefinisikan sebagai kemampuan dari batuan untuk menghambat arus listrik yang melalui batuan tersebut. Tahanan jenis batuan adalah kebalikan dari daya hantarnya. Jika tahanan jenis batuan besar maka batuan tersebut mempunyai daya hantar kecil. Faktor yang mempengaruhi tahanan jenis batuan adalah kandungan fluida dan faktor formasi batuan.

III.1.4. Log Densitas
            Log densitas merupakan suatu tipe log porositas yang mengukur densitas elektron suatu formasi. Prinsip pencatatan dari log densitas adalah suatu sumber radioaktif (cobalt-60 atau cesium 137) yang dimasukkan kedalam lubang bor mengemisikan sinar gamma kedalam formasi. Didalam formasi sinar tersebut akan bertabrakan dengan elektron dari formasi. Pada setiap tabrakan sinar gamma akn berkurang energinya. Sinar gamma yang terhamburkan dan mencapai detektor pada suatu jarak tertentu dari sumber dihitung sebagai indikasi densitas formasi. Jumlah tabrakan merupakan fungsi langsung dari jumlah elektron didalam suatu formasi. Karena itu log densitas dapat mendeterminasi densitas elektron formasi dihubungkan dengan densitas bulk sesungguhnya dalam gr/cc. Harga ρb tergantungdari densitas matrik batuan, porositas dan densitas fluida pengisi formasi.

III.1.5. Log Netron (Compensated Neutron Log)
            Log netron merupakan tipe log porositas yang mengukur kosentrasi ion hidrogen didalam suatu formasi. Di dalam formasi bersih dimana porositas diisi air atau minyak, log netron mencatat porositas yang diisi cairan.
            Netron energi tinggi yang dihasilkan oleh suatu sumber kima ( campuran americium dan beryllium) ditembakkan kedalam formasi. Didalam formasi, netron bertabrakan dengan atom – atom penyusun formasi, sebagai akibatnya netron kehilangan energinya. Kehilangan energi maksimum akan terjadi pada saat netron bertabrakan dengan atom hidrogen karena kedua materi tersebut mempunyai massa yang hampir sama. Karena itulah jumlah kehilangan energi maksimum merupakan fungsi dari kosentrasi hidrogen dalam formasi, karena dalam formasi yang sarang hidrogen terkosentrasi didalam pori-pori yang terisi cairan, maka jumlah kehilangan energi dapat dihubungkan dengan porositas formasi.

III.1.6. Log Sonik
            Log sonik merupakan suatu log porositas yang mengukur interval waktu lewat (∆t) dari suatu gelombang suarakompresional untuk melalui satu feet formasi. Interval waktu lewat (∆t) dengan sataun mikrodetik per kaki merupakan kebalikan kecepatan gelombang suara kompresional (satuan feet per detik). Harga ∆t tergantung paad litologi dan porositas



III.2. ANALISA DATA LOG MEKANIK
            Dalam menganalisa suatu log mekanik dapat dibagi menjadi tiga yaitu analisa log untuk interpretasi lingkungan pengendapan, anlisa log secara kualitatif dan analisa log secara kuantitatif.

III.2.1. Analisa Log untuk Interpretasi Lingkungan Pengendapan Delta
            Interpretasi suatu sekuen pengendapan cenderung didasarkan pada karakteristik urutan vertikal dari ukuran butir dan struktur sedimen. Profil ukuran butir dapat diketahui dari macam – macam pola kurva log. Pada log SP dan log GR merupakan log yang menunjukkan ukuran butir batuan. Disamping data log yang ada, data paleontologi, core, seismik, maupun data – data pemboran lainnya (cutting, mudlog) dapat digunakan juga dalan mengiterpretasi suatu lingkungan pengendapan.
            Litologi yang biasanya dijumpai pada endapan delta adalah batupasir, pasir lempungan, lempung, serpih, serpih organik, batubara dan batuan karbonat. Sedangkan sekuen delta dibagi menjadi tiga fasies utama yaitu prodelta, delta front, dan delta plain. Pada endapan prodelta terdiri dari litologi batulempung dan serpih dengan sedikit lapisan tipis bataulanau dan batupasir. Endapan delta front litologinya terutama terdiri dari batupasir, sedangakan endapan delta plain terdiri atas bataupasir, lumpur dan akumulasi bataubara.
            Berdasarkan kontak dasarnya (base contact), endapan pasir delta dapat dibedakan menjadi dua kelas utama (Serra an Abbott,1980, Getz et al, 1977, vide Allen, 1987) yaitu: 1.    Tipe sekuen bar
       Tipe ini dicirikan dengan bidang dasar yang bergradasi dari serpih, serpih pasiran,      selang – seling antar serpih dengan pasir, sampai pasir murni (clean sand). Pada log GR, tipe ini mempunyai bentuk kurva corong (funnel), dan banyak fijumpai pada fasies delta front yang merupakan suatu progradasi bar seperti distributary mouth bar atau tidal bar. Biasanya sekuen ini ditutupi dengan batugamping, semen karbonat, serpih organik atau bataubara. Sekuen bar yang lebih tipis dapat juga dijumpai pada   delta plain.


2          Tipe sekuen channel
Tipe ini dicirikan dengan bidang dasar erosi (erosive base) yang tajam dan bergradasi keatas dari pasir sampai serpih. Pada sekuen stratigraphi dengan perubahan yang tajam akan memberikan kurva berbentuk tabung (cylindrical), sedangkan perubahan yang bergradasi akan memberikan bentuk intermediate. Untuk perubahannya yang menerus memberikan bentuk kurva lonceng (bell). Tipe sekuen ini banyak dijumpai pada fasies delta plain. Sekuen suatu delta adalah merupakan gabungan dari tipe sekuen bar dan sekuen channel

III.2.2. Analisa Log Kualitatif
            Analisa yang dilakukan yaitu untuk mengetahui zona mana yang bersifat permeable atau zona impermeable. Selain itu untuk mengetahui jenis litologi yang ada pada data log dan zona mana yang termasuk zona porous dan zona tidak porous. Dari zona – zona yang permeable dan porous akan didapatkan jenis kandungan fluida yang terkandung dalm suatu reservoar, yaitu apakah berupa gas, minyak atau air.
Pada evaluasi kualitatif ini parameter – parameter yang dievaluasi anatara lain :
1.      Jenis litologi, jenis litologi pada zona reservoar dapat ditentukan berdasarkan kenampakan defleksi log tanpa melakukan perhitungan, dan dapat menentukan porositas dan permeabilitas yang nantinya akan dikaitkan dengan kandungan fluidanya.
2.      Jenis fluida reservoar, diperoleh dari analisa porositas dan permeabilitas pada litologi yang ada.
3.      Batas – batas GOC (gas oil contact), GWC (gas water contact),dan OWC (oil water contact).

III.2.3.Analisa Log Kuantitatif
            Analisa log secara kuantitaif dimaksudkan untuk mengetahui sifat – sifat fisik batuan yang meliputi porositas, permeabilitas, serta untuk mengetahui kuantitas dan jenis kandungan batuan yang terdiri dari kejenuhan hidrokarbon. Sehingga hasil analisa tersebut dapat digunakan dalam pembuatan peta gross sand, net sand, dan net pay.


III.2.3.1. Porositas (Ǿ)
            Porositas (Ø) merupakan fraksi ruang pori yang terdapat pada suatu batuan, atau merupakan perbandingan volume rongga – rongga pori terhadap volume total seluruh batuan. Nilai porositas dari suatu formasi dapat ditentukan dari log netron, densitas, Adapun perhitungan mencari harga porositas adalah sebagai berikut :
1.      Dengan menggunakan log densitas
Log  densitas mengukur bulk density (ρb), dimana parameter ini dapat digunakan untuk menghitung porositas setelah diperhitungkan dengan densitas matriks (ρma) dan densitas fluida (ρf) dalam satuan g/cc
Rumus yang digunakan
                        ØD = (ρma – ρb)  /  (ρma – ρf)

2.      Dengan menggunakan log netron
Log netron dipengaruhi oleh jumlah hidrogen di dalam suatu formasi, selain itu juga dipengaruhi oleh jenis batuan, salinitas, suhu fluida, dan tekanan formasi. Untuk shaly formation , penambahan serpih akan mempengaruhi porositas batuan.
Rumus yang digunakan :
                  ØNc =  ØN  –   (ØNlp x Vcl)
                  Vcl   =  (ØN – ØD)    /  (ØNcl – ØDcl)

III.2.3.2. Tahanan Jenis Air Formasi (Rw)
            Tahanan jenis formasi merupakan tahanan jenis air yang terdapat dalam formasi sebelumformasi tersebut ditembus oleh bit pemboran. Air yang terdapat didalam formasi disebut connate water.
Cara untuk menentukan resitivitas air formasi adalah dengan menggunakan persamaan :
                        Rw  =  Rmf    x   ( Ro / Rxo )
dimana,  Rw     =  resistivitas air formasi , dalam Ωm
                           Rmf   =  resistivitas mud filtrate, dalam Ωm
                           Ro     =  resisitivitas hidrokarbon, dalam Ωm
                           Rxo   =  resisitivitas formasi pada flushed zone, dalam Ωm

III.2.3.3. Resistivitas Formasi (Rt)
            Resistivitas formasi (Rt) merupakan harga tahanan jenis dari formasi yang cukup jauh dari lubang bor dan tidak terpengaruh oleh pemboran atau zona invasi, sehingga tahanan jenis tersebut merupakan harag tahanan jenis aktual. Harga tahan jenis ini dapat langsung dibaca pada log tahanan jenis dengan alat yang dalam (LLD/ Laterolog deep) atau dari log induksi (ILD/ introduction log deep).

III.2.3.4. Tahanan Jenis Zona Terusir (Rxo)
            Harga tahanan jenis dari zona terusir (Rxo) ini dapat dibaca pada log MSFL (Microspherical Focused Log) atau dari log MLL (Micro Laterolog)

III.2.3.5. Kejenuhan Air Formasi (Sw)
            Kejenuhan air didefinisikan sebagai fraksi dari pori suatu batuan yang mengandung atau terisi oleh air. Setelah pemboran, formasi disekitar lubang bor terkontaminasi (flushed) oleh mud filtrate. Bila hydrocarbon bearing formation yang terletak di dekat lubang bor memiliki resistivitas rendah, maka sebaliknya di zona yang semakin menjauh menjauh dari lubang bor mempunyai harga resistivitas yang semakin tinggi.
            Pada kedalaman yang tidak dipengaruhi air filtrat (uninvaded zone) batuan sepenuhnya berisi kandungan awal, sehingga pengukuran – pengukuran pada zona ini dipengaruhi oleh air formasi, kandungan hidrokarbon dan karakteristik batuan itu sendiri. Untuk menentukan jenis kandungan fluida pada zona tersebut dilakukan berdasarkan perhitungan harga Sw, yang secara tidak langsung juga menunjukkan nilai SHC (kejenuhan Hidrokarbon)
                        SHC    =  1 – Sw
                                                                   1/√Rt
                        Sw    =  -------------------------------------------------
                                      Vlp ( 1 -  Vlp/2 )                       Ø
                                      --------------------        +     --------------
                                                √Rlp                            √a.Rw

dimana,  Rt      =   tahanan jenis formasi
               Ø       =   porositas
               Rw    =   tahanan jenis air formasi
               a       =   0,8  untuk batupasir
1          untuk batugamping

III.3. KORELASI DATA LOG
            Menurut Koesoemadinata (1982), korelasi adalah suatu operasi dimana satu titik dalam suatu penampang startigrafi disambungkan dengan titik – titik  yang lain pada penampang – penampang starigrafi lainnya dengan pengertian bahwa titik – titik tersebut terdapat dalam bidang perlapisan yang sama.
Sedangkan dalam Sandi Stratigrafi Indonesia (1996) disebutkan korelasi adalah penghubung titik –titik kesamaan waktu atau penghubung satuan – satuan startigrafi dengan mempertimbangkan kesamaan waktu.
Menurut Koesoedinata (1971) dikenal 2 metode korelasi yaitu :
1.      Metode Organik
Metode Korelasi organik merupakan pekerjaan menghubungkan satuan – satuan stratigrafi berdasarkan kandungan fosil dalam batuan (biasanya foraminifera plantonik). Yang biasa digunakan sebagai marker dalam korelsi organik adalah asal munculnya suatu spesies dan punahnya spesies lain. Zona puncak suatu spesies, fosil indeks, kesamaan derajat evolusi dan lain-lain.
2.      Metode Anorganik
Pada metode korelasi anorganik penghubungan satuan – satuan stratigrafi tidak didasarkan pada kandungan organismenya (data organik). Beberapa data yang biasa dipakai sebagai dasr korelasi antara lain :
a.       Key Bed (lapisan penunjuk)
Lapisan ini menunjukkan suatu penyebaran lateral yang luas, mudah dikenal baik dari data singkapan, serbuk bor, inti pemboran ataupun data log mekanik. Penyebaran vertikalnya dapat tipis ataupun tebal . Lapisan yang dapat dijadikan sebagai key bed antara lain :  abu vulkanik, lapisan tipis batugamping terumbu, lapisan tipis serpih (shale break), lapisan batubara / lignit.
b.      Horison dengan karakteristik tertentu karena perubahan kimiawi dari massa air akibat perubahan pada sirkulasi air samudra seperti zona – zona mineral tertentu,zona kimia tertentu, suatu kick dalam kurva resistivitas, sifat radioaktivitas yang khusus dari suatu lapisan yang tipis.
c.       Korelasi dengan cara meneruskan bidang refleksi pada penampang seismik.
d.      Korelasi atas dasar persamaan posisi stratigrafi batuan
e.       Korelasi atas dasar aspek fisik/litologis. Metode korelasi ini merupakan metode yang sangat kasar dan hanya akurat diterapkan pada korelasi jarak pendek.
f.        Korelasi atas dasar horison siluman (panthom horizon)
g.      Korelasi atas dasar maximum flooding surface, maximum flooding surface merupakan suatu permukaan lapisan yang lebih tua dari lapisan yang lebih muda yang menunjukkan adanya penigkatan kedalaman air secara tiba – tiba.

Sebagian besar pekerjaan korelasi pada industri minyak dan gas bumi menggunakan data log mekanik. Tipe – tipe log yang biasa digunkan antara lain log penafsiran litologi (Gamma Ray,SP) yang dikombinasikan dengan log resistivitas atau log porositas (densitas,netron,dan sonik). Pemilihan tipe log unutk korelasi tergantung pada kondisi geologi yang bersangkutan. Kombinasi log SP dan resistivitas biasa digunakan pada cekungan silisiklastik sementara untuk cekungan karbonat digunakan log GR plus resistivitas atau GR plus netron.
Langkah – langkah dalam korelasi log mekanik :
1.      Menentukan horison korelasi dengan cara membandingkan log mekanik dari suatu sumur  tertentu terhadap sumur yang lain dan mencari bentuk – bentuk atau pola yang sama atau hampir sama.
2.      Menentukan lapisan penunjuk (marker bed) untuk setiap log yang khas bentuknya yang yakin akan kesamaan waktunya.
3.      Menentukan rekaman log dengan lintasan yang telah ditentukan digantung pada bidang datum (datum plane), dan korelasi dilakukan lapisan demi lapisan.
4.      Pemilihan sumur – sumur yang akan digunakan dalam korelasi diusahakan agar bersifat representatif terutama untuk mengetahui penyebaran batuan secara lateral.
Korelasi dibagi menjadi dua yaitu korelasi struktur dan korelasi stratigrafi. Korelasi struktur dibuat dengan cara menempatkan lapisan pada keadaan yang sekarang, sehingga akan memberikan gambaran posisi batuan setelah mengalami aktivitas tektonik (misalnya struktur sesar, kekar, dan lipatan), sedangkan korelasi stratigrafi dibuat dengan cara menempatkan atau menggunakan suatu lapisan penunjuk (marker bed) pada kedudukan yang sama.

III.4. PEMETAAN BAWAH PERMUKAAN
            Pemetaan bawah permukaan dapat dikatakan sebagai pekerjan – pekerjaan yang dilaksanakan dengan menggunakan metode khusus untuk merekam informasi geologi bawah permukaan yang hasil rekamannya (data) kemudian diolah dan ditafsirkan sehingga kita mendapatkan gambaran yang kebih jelas tentang geologi bawah permukaan.
            Pada peta permukan hanya berhadapan dengan satu bidang permukaan, yang dapat dipetakan adalah sifat – sifat geologi, keadaan geologi, dan topografi. Sedangkan pada peta bawah permukaan kita berhadapan dengan sejumlah berbagai macam bidang permukaan ataupun interval – interval anatar dua bidang permukaan tersebut. Bidang permukaan ini biasanya adalah bidang perlapisan, ketidakselarasan, patahan, dll.
            Peta bawah permukaan adalah peta yang menggambarkan bentuk maupun kondisi geologi bawah permukaan, yang bersifat kuantitatif ( menggambarkan suatu garis yang menghubungkan titik – titik yang bernilai sama atau garis iso/kontur) dan dinamis (yaitu kebenaran peta tidak dapat dinilai atas kebenaran metode tetapi atas data yang ada, dan sewaktu – waktu akan dapat berubah jika ditemukan data – data yang baru).

III.5.1. Peta Kontur Struktur (Stuctural Countoured Map)
            Peta kontur struktur merupakan peta yang menunjukkan kedalaman dari zona lapisan batuan  yang sama, dibuat berdasarkan data – data yang diperoleh dari sumur pemboran eksplorasi, baik selama atau setelah dilakukan pemboran. Peta ini memperlihatkan kondisi struktur puncak (top) dan dasar (base) dari zona batupasir. Peta ini dibuat berdasarkan data – data korelasi yang dilakukan pada setiap sumur – sumur pemboran.

III4..2. Peta Fasies (Facies Map)
            Peta fasies adalah peta yang menggambarkan suatu perubahan secara litologi dan paleontologi yang terjadi pada saat pengendapan yang menunjukkan kesamaan litologi dan paleontologi. Di lingkungan delta, dalam peta fasies akan mencerminkan penyebaran lateral dari setiap sekuen batupasir yang terbentuk pada suatu zona reservoar, antar lain berupa sekuen chanel atau sekuen bar, yang juga akan mencerminkan jenis lingkungan pengendapan dari setiap sekuen batupasir tersebut.

III.4.3. Peta Ketebalan Total Batupasir (Gross Sand Map)
            Gross sand map adalah peta yang menggambarkan penyebaran batupasir dengan cara menghubungkan titik- titik yang mempunyai ketebalan yang sama, dan dibuat berdasarkan data ketebalan batupasir yang ada pada setiap sumur pemboran. Ketebalan batupasir diperoleh dari ketebalan zona batupasir dari semua kurva log yang ada.
            Dalam penarikan garis kontur untuk peta ini harus memperhatikan beberapa aspek, antara lain :
1.      Geologi regional daerah yang dipetakan, untuk menentukan lingkungan pengendapan secara regional batupasir tersebut.
2.      Karakteristik kurva log mekanik dari sumur-sumur pemboran yang menunjukkan variasi dan perkembangan batupasir yang dipetakan.
3.      Kandungan fluida yang ada tiap sumur yaitu pada zona-zona reservoir yang dipetakan apakah tubuh batupasirnya saling berhubungan atau tidak.

III.4.4. Peta Reservoar (Net Sand Map)
            Peta ini menggambarkan ketebalan batupasir yang terisi hidrokarbon (minyak atau gas), yang ketebalannya diperoleh dari analisa petrofisik batuan pada zona batupasir. Ketebalan ini didapat setelah dikoreksi terhadap kandungan shale pada tubuh batupasir tersebut.

III.4.5. Peta Net Pay
            Peta net pay dibuat berdasarkan batas – batas penyebaran fluida yang diplot dalam peta netsand dan ditampalkan terhadap peta kontur struktur. Peta ini menggambarkan penyebaran dan variasi ketebalan dari hidrokarbon yang terperangkap dalam reservoar. Batas – batas penyebarannya adalah dengan menentukan daerah – daerah gas  atau oil – water contact dan peta ini selanjutnya akn digunakan sebagai dasar untuk perhitungan cadangan.

III.5. PERHITUNGAN CADANGAN HIDROKARBON SECARA VOLUMETRIK
            Pengertian cadangan adalah jumlah volume minyak dan gas bumi di dalam reservoar. Cadangan mempunyai dua pengertian yaitu cadangan terhitung dan nyata terdapat di dalam reservoar, dapat berupa oil in place (OIP) atau gas in place (GIP), serta cadangan yang mempunyai nilai ekonomis dalam arti dapat diproduksi secara ekonomis (disebut sebagai reserve). Perbandingan antara OIP dan reserve disebut recovery factor (RF).
            Klasifikasi cadangan hidrokarbon , berdasarkan ats derajat ketidak pastian dari perhitungannya, menurut SPE (1988) cadangan minyak bumi dapat dibedakan menjadi tiga , yaitu :
1.      Cadangan terbukti (proved reserves)
Cadangan terbukti adalah volume minyak bumi yang diperkirakan dapat diperoleh dari reservoar yang ada dengan tingkat keyakinan yang tinggi pada kondisi ekonomi dan potensi yang sedanag berlangsung.
2.      Cadangan tereka (probable reserves)
Cadangan tereka adalah cadangan minyak bumi dengan tingkat keyakinanya lebih rendah dari cadangan terbukti. Cadangan ini termasuk cadangan yang didasarkan dari operasi yang sedang berlangsung.
3.      Cadangan terkira (possible reserves)
Cadangan terkira adalah cadangan minyak bumi yang memiliki derajat kepastian  yang paling rendah dan hanya dapat diperkirakan dengan tingkat kepercayaan yang rendah.
            Cadangan hidrokarbon merupakan fungsi dari waktu sehingga estimasinya harus dilakukan secara periodik. Ketetapan estimasi tergantung paad jumlah dan kualitas data yang digunakan. Untuk estimasi cadangan hidrokarbon terdapt lima metode estimasi cadangan yang sering digunakan (Campbell,1973), antara lain :
1.      Estimasi dengan cara volume (volumetric estimation)
2.      Kesetimbangan bahan (material balance)
3.      Kurva penurunan produksi (production decline kurve)
4.      Perbandingan dengan cadangan pada reservoar lain yang mempunyai kemiripan kondisi geologi dan kondisi reservoar yang lain.
5.      Perbandingan dengan data dari formasi yang sama pada lapangan yang berbeda
Metode volumetrik lebih ditekankan pada pendekatan data – data geologi bawah permukaan. Metode ini lmerupakan metode yang menghitung cadangan ditempat hidrokarbon pada kondisi asli reservoar. Metode material balance dipakai untuk menguji kebenaran metode volumetrik, hal ini dilakukan karena kurangnya informasi geologi sehingga penting untuk mengukur volume reservoar secara keseluruhan. Estimasi cadangan hidrokarbon dengan cara volumetrik memerlukan parameter – parameter tertentu meliputi volume reservoar yang mengandung hidrokarbon, porositas batuan, presentase pori batuanyang terisi oleh hidrokarbon dan berapa persen hidrokarbon yang dapt diambil.
Untuk menetukan initial in place dengan metode volumetrik, terlebih dahulu dicari volume bulk (VB)  dari reservoar yang ditempati oleh fluida. Untuk itu diperlukan data log unutk mengetahui ketebalan formasi produktif. Kalkulasi secara volumetrik didasarkan terutama pada peta bawah permukaan, data log, data core, dan data DST (drill stem test)
Adapun parameter yang diperlukan untuk perhitungan besarnya cadangan minyak dan gas bumi secara volumetrik adalah :
·         Porositas (Ø)
·         Kejenuhan air (Sw)
·         Ketebalan lapisan batuan resrvoar
·         Luas batuan reservoar
·         Formation volume factor (FVF)
Peta yang diperlukan dalam perhitungan cadangan antara lain peta kontur struktur top lapisan, gross sand map ( peta ketebalan total batupasir), peta net sand  (peta ketebalan total pasir bersih) dan peta net pay . Ada tiga pendekatan yang digunakan untuk menghitung VB  reservoar dari net pay isopach map, yaitu metode piramidal, metode trapezoidal dan metode grafis (Heysse,1991). Setelah VB didapat selanjutnya menghitung initial oil in place.

            Pada metode grafis, luas masing – masing daerah yang dibatasi oleh kontur peta isopach diplot versus ketebalan yang dinyatakan oleh kontur tersebut. VB reservoar adalah luas areal dibawah kurva (acre feet)
           

BAB IV
ANALISA DATA DAN PEMBAHASAN

Langkah kerja yang dilakukan dalam penelitian adalah sebagai berikut :
1.      Studi geologi regional daerah penelitian, yaitu dengan melakukan kaji pustaka yang menyangkut kondisi geologi daerah penelitian.
2.      Pembagian tubuh batupasir serta korelasi pada zona C018B dan zona C020A berdasarkan data – data log sumur pemboran di lapangan Badak..
3.      Pembuatan peta facies zona C018B.
4.      Pembuatan peta kontur struktur top sand zona C018B.
5.      Pembuatan peta net sand zona C018B
6.      Pembuatan peta net pay zona C018B.
7.      Perhitungan cadangan  (volumetrik), berhubung dengan keterbatasan waktu penelitian, maka perhitungan ini hanya dilakukan perhitungan volume bulk dari zona C018B berdasarakan dari peta reservoir yang dibuat.
Berikut ini akan dijelaskan lebih detail mengenai analisa dan hasil pembahasan untuk setiap langkah  penelitian .

IV.1. Korelasi Reservoar Zona C018B dan Zona C020A
            Sebelum melakukan pemetaan bawah permukaan yang harus dilakukan pertama kali yaitu korelasi detail dari tiap – tiap zona yang kan dipetakan. Data log yang dipakai untuk korelasi yaitu data log GR, log SP, log resistivitas, log densitas, log porositas, dan log sonic.
            Banyaknya sumur yang dikorelasikan pada zona C018B dan zona C020A yaitu 35 sumur yang terletak pada lapangan Badak pada bagian selatan. Yang dijadikan sebagai dasar atau patokan dalam korelasi yaitu sumur 191 di lapangan Badak. Ke 35 sumur tersebut adalah:
-          Bdk 0070           - Bdk 0620                  - Bdk 1020                  - Bdk 1700     
-          Bdk 0210           - Bdk 0640                  - Bdk 1030                  - Bdk 1720
-          Bdk 0220           - Bdk 0680                  - Bdk 1040                  - Bdk 1760
-          Bdk 0300           - Bdk 0750                  - Bdk 1080                  - Bdk 1880
-          Bdk 0390           - Bdk 0780                  - Bdk 1100                  - Bdk 1910
-          Bdk 0460           - Bdk 0790                  - Bdk 1170
-          Bdk 0490           - Bdk 0830                  - Bdk 1290
-          Bdk 0500           - Bdk 0850                  - Bdk 1470
-          Bdk 0540           - Bdk 0920                  - Bdk 1600
-          Bdk 0560           - Bdk 0980                  - Bdk 1660
            Secara umum pada bagian bawah dan bagian atas dari zona tersebut terdapat lapisan batubara yang memiliki karakteristik pola log yang khas dengan penyebaran lateral relatif luas, sehingga lapisan batubara tersebut dapat dipakai sebagai marker stratigrafi (datum C017 TZ dan C020 TZ), sehingga lapisan inilah yang dipakai sebagai horison acuan atau bidang datum untuk pemetaan kontur struktur pada zona C018B didaera penelitian. Korelasi dilakukan dengan menghubungkan tubuh – tubuh batupasir dengan pola yang sama menjadi satu tubuh reservoar.

IV.2. Analisa Data Secara Kualitatif
IV.2.1. Lingkungan Pengendapan
            Pada zona C018B, berdasarkan data rekaman lognya dapat disimpulkan bahwa daerah penelitian diendapkan pada lingkungan delta plain dan upper delta front, yang dibuktikan oleh karakteristik  bentuk kurva log yang menunjukkan :
1.      Terdapatnya lapisan tipis batubara pada bagian atas dan bawah zona C018B.
2.      Banyak ditemukan sisipan serpih atau batulempung.

IV.2.2.. Interpretasi Litologi
            Log yang dipakai dalam melakukan interpretasi litologi adalah log Gamma Ray, log SP, dan log sonic. Pertama – tama yang dilakukan adalah menetukan pasir dan serpih berdasarkan kenampakan pola kurva lognya, dimana log yang dipakai adalah log GR dan log SP, untuk batupasir dicirikan oleh log GR dan log SP yang defleksi ke arah kiri dengan melihat kenampakan log soniknya yang relatif stabil di tengah, sedangkan batubara ditunjukkan dengan pola GR dan sonic yang defleksinya ke kiri sedangkan log SP defleksinya ke kanan. Serpih ditunjukkan dengan pola log GR, Log SP, dan log sonic ke kanan.

IV.2.3. Menentukan Kandungan Fluida
            Penentuan adanya hidrokarbon dapat dilihat dari pola – pola kurva lognya, dimana setelah ditemukan lapisan batupasir dari log GR, Log SP, maupun log sonic. Setelah ditentukan lapisan batupasirnya kemudian mengamati kombinasi kurva log densitas dan log neutron. Adanya hidrokarbon akan menyebabkan pembacaan log densitas menjadi menurun karena minyak dan gas  memiliki densitas lebih kecil bila dibandingkan dengan air, sedangkan pola log neutron kehadiran hidrokarbon menyebabkan pembacaan log menjadi menurun, sehingga akan terjadi cross over antara keduanya yang dapat menandakan adanya kehadiran hidrokarbon dimana crossover yang besar menandakan gas sedangkan minyak menengah dan air lebih kecil  akan tetapi selain itu perlu juga dilihat pembacaan log resistivitasnya dimana kehadiran hidrokarbon akan menunjukkan resistivitas yang rendah, sehingga hal tersebut dapat pula dijadikan acuan untuk menentukan batas – batas contactnya
Zona C018B adalah salah satu zona batupasir yang merupakan salah satu reservoir baru (new pool) dari pengeboran sumur Badak 191 dengan menghasilkan minyak ± 323 bopd, solution gas ± 1080 mcfd dan air ± 243 bwpd,  dilihat dari kenampakan  log densitas, log soniknya, log resistivitasnya besar dan juga dari berdasarkan data perhitungan  petrofisika (lumping) dengan ketebalan net sand 15,5 ft dan net pay 12,5 ft diperkirakan bagian bawah dari batupasir ini merupakan kontak antara minyak dan air. Sedangkan pada sumur Bdk 0210, Bdk 0220, Bdk 0300, Bdk 0390, Bdk 0500, Bdk 1020, Bdk 1470, dan Bdk 1600 tidak ada kandungan hidrokarbonnya (WET) walaupun didalam perhitungan  petrofisik (lumping) terdapat ketebalan net paynya, tetapi  dilihat dari  kurva lognya tidak menunjukkan adanya suatu kandungan hidrokarbon yaitu dimana log resistivitasnya rendah dan tidak menunjukkan crossover antara log densitas dan log neutron.

IV.3. Analisa Data Log Kuantitatif
            Dalam analisa data log  secara kuantitatif, dilakukan perhitungan parameter petrofisik dari reservoir yaitu perhitungan porositas, permeabilitas, dan kejenuhan air  yang nantinya parameter – parameter tersebut dipakai dalam perhitungan cadangan.
Dalam hal ini perhitungan parameter – parameter tersebut menggunakan software yang telah tersedia di VICO Indonesia yaitu petroworks, dimana perhitungan tersebut menggunakan cut off yang digunakan  oleh VICO Indonesia. Yaitu sebagai berikut:
-          Sw ( Water Saturation)  = 0,650
-          Vcl ( Shale Volume )    = 0,280
-          Porosity    = 0,070 – 0,500
Dengan hasil data terlampir, tabel 1

IV.4. Pemetaan  Bawah Permukaan
            Peta bawah permukaan yang dibuat meliputi peta fasies, peta kontur struktur,  peta net sand, dan peta reservoar sand.

IV.4.1. Peta  Fasies
            Berdasarkan  pada bentuk –bentuk kurva log GR dapat ditentukan lingkungan pengendapan dari zona C018B pada masing –masing sumur, apakah itu adalah channel atau yang lainnya, kemudian berdasarkan pada analysa tersebut dibuat juga peta fasies yang akan digunakan sebagai acuan dalam pembuatan peta – peta selanjutnya.
            Analisa fasies pengendapan daerah telitian  berdasarkan peta ini adalah channel, bar, dan creavase splay. Pada daerah telitian terdapat tiga chanel utama dengan terdapatnya creavase splay (limpahan banjir) disekitar tubuh channel dengan bentuk yang relatif lonjong dan bar yang berada diantara channel – channel tersebut.
  Pemisahan atau penyatuan jaringan alur batupasir yang menyusun daerah ini ditentukan berdasarkan :
1.      Berkembang atau tidaknya batupasir di suatu sumur pada zona tersebut.
2.      Kemiripan bentuk kurva log listrik yang relatif mencerminkan karakteristik litologi di lapangan.
3.      Korelasi batupasir dengan tebal yang relatif maksimum merupakan sumbu alur utama pengendapan batupasir dengan penyebaran lateral.
4.      Karakteristik fasies berdasarkan rekaman log listrik.


IV.4.2. Kontur Struktur
            Peta kontur struktur pada zona C018B dibuat dengan menggunakan batas atas (top sand) dari batupasir pada masing – masing sumur yang dikorelasikan pada lapangan Badak. Peta ini menggambarkan kedalaman puncak batupasir pada masing – masing zona, dimana caranya adalah dengan menghubungkan titik – titik kedalaman top sand yang sama diukur pada TVDSS, dengan skala grafis 1 : 10.000 dan interval kontur 50 ft. Data kedudukan top dan bottom zona batupasir C018B disetiap sumur dapat dilihat pada tabel 2.         
Tabel 2. Kedalaman top sand dan bottom sand zona C018B
No
Well
UTM - X
UTM -Y
 TOP TVD
BOT TVD
TOP TVDSS
BOT TVDSS




(ft)
(ft)
(ft)
(ft)
1
Bdk 0070
544737.9
9960550
6519.21
6522.96
-6393.62
-6397.34
2
Bdk 0210
548817.3
9959523
6464.91
6486.65
-6437.47
-6459.18
3
Bdk 0220
548968.5
9959594
6618.51
6634.58
-6540.8
-6555.94
4
Bdk 0300
547736.1
9963600
6331
6340.52
-5987.4
-5995.45
5
Bdk 0390
548053.1
9960154
6328.8
6334.33
-6297.33
-6302.85
6
Bdk 0460
547519.1
9958542
6492.92
6500.28
-6464.26
-6471.61
7
Bdk 0490
547461.9
9957621
6681.08
6715.13
-6652.92
-6686.94
8
Bdk 0500
546744.5
9956678
6800.69
6812.13
-6759.2
-6770.64
9
Bdk 0540
546951.9
9958760
6537.24
6543.38
-6478.13
-6484.27
10
Bdk 0560
548053.4
9958078
6577.04
6597.18
-6554.82
-6574.92
11
Bdk 0620
549132.2
9958762
6759.82
6771.39
-6732.22
-6743.77
12
Bdk 0640
544350
9960934
6537.58
6540.96
-6451.92
-6455.29
13
Bdk 0680
547947.1
9956753
6765.69
6771.83
-6735.45
-6741.59
14
Bdk 0750
545959.6
9957345
6676.76
6687.13
-6564.57
-6574.94
15
Bdk 0780
545795.8
9960110
6456.34
6464.64
-6345.29
-6353.55
16
Bdk 0790
549834
9959510
6888.51
6893.39
-6860.7
-6865.57
17
Bdk 0830
546473.5
9959118
6562.17
6564.91
-6437.96
-6440.69
18
Bdk 0850
544513.9
9957881
6783.14
6785.22
-6625.74
-6627.82
19
Bdk 0920
548172.8
9958851
6446.56
6451.48
-6423.65
-6428.57
20
Bdk 0980
548365.5
9958756
6523.92
6551.73
-6493.47
-6521.27
21
Bdk 1020
546143.4
9959488
6617.53
6621.84
-6451.13
-6455.44
22
Bdk 1030
547492.2
9959285
6398.4
6498.97
-6359.65
-6370.21
23
Bdk 1040
547250.8
9956998
6724.16
6724.74
-6687.55
-6688.13
24
Bdk 1080
545237
9960485
6489.74
6492.83
-6396.84
-6399.93
25
Bdk 1100
546565.4
9960059
6441.9
6450.54
-6308.3
-6316.9
26
Bdk 1170
546089.8
9960077
6487.52
6493.58
-6346.77
-6352.83
27
Bdk 1290
548539.3
9958546
6589.01
6603.48
-6554.18
-6568.64
28
Bdk 1470
548186.4
9959666
6353.9
6360.86
-6322.04
-6328.99
29
Bdk 1600
548375.1
9959075
6462.95
6470.75
-6435.2
-6442.99
30
Bdk 1660
547922.6
9960878
6149.81
6154.61
-6117.44
-6122.24
31
Bdk 1700
547787.9
9957308
6649.09
6653.53
-6610.28
-6614.71
32
Bdk 1720
548381.2
9959332
6433.38
6435.82
-6393.69
-6396.13
33
Bdk1760
548018.6
9958469
6532.9
6533.19
-6504.8
-6505.1
34
Bdk 1880
547703
9958403
6581.61
6585.88
-6484.6
-6488.87
35
Bdk 1910
548590.9
9959106
6629.35
6647.63
-6473.65
-6491.93

Berdasarkan pola kontur yang diteliti diketahui bahwa struktur geologi yang berkembang di zona penelitian adalah struktur perlipatan antiklin dengan arah relatif timur laut – barat laut, yang didapat dari hasil korelasi antar sumur – sumur dilapangan badak.

IV.4.3. Peta net sand ( net sand isopach)
            Untuk membuat peta net sand maka sebelumnya harus diketahui terlebih dahulu harga ketebalan batupasir bersihnya, untuk mendapatkan harga ketebalan pasir bersih maka dilakukan proses lumping, yaitu perhitungan dengan menggunakan komputer untuk didapatkan data petrofisik zona C018B yang meliputi porositas, kejenuhan air, dan volume batulempung, dimana hasil perhitungan tersebut didapat dari data log untuk kedalaman top sand dan bottom sand pada masing – masing zona. Harga cut off yang sudah ditentukan oleh pihak VICO Indonesia untuk lapangan Badak adalah meliputi :
            - Sw        =  0,650
- Vcl       =  0,28
- Porosity =  0,07 – 0,5
            Besarnya ketebalan bersih batupasir pada zona C018B setelah dikoreksi terhadap kandungan serpih atau lempung, dapat dilihat pada tabel 3.
Tabel 3. Ketebalan net sand dan net pay zona C018B
No
Well
Net sand (ft)
Net pay (ft)
1
Bdk 0070
0
0
2
Bdk 0210
19,5
3.5
3
Bdk 0220
15,14
12.02
4
Bdk 0300
8,05
7.85
5
Bdk 0390
4,46
1.5
6
Bdk 0460
-
-
7
bdk 0490
-
-
8
Bdk 0500
10.44
3.94
9
Bdk 0540
6,14
0
10
Bdk 0560
-
-
11
Bdk 0620
-
-
12
Bdk 0640
-
-
13
Bdk 0680
-
-
14
Bdk 0750
8,50
0
15
Bdk 0780
7,50
0
16
Bdk 0790
2,50
0
17
Bdk 0830
-
-
18
bdk 0850
-
-
19
Bdk 0920
-
-
20
Bdk 0980
26,94
7.5
21
Bdk 1020
-
-
22
Bdk1030
5
0
23
Bdk 1040
-
-
24
Bdk 1080
-
-
25
Bdk 1100
-
-
26
Bdk 1170
-
-
27
Bdk 1290
-
-
28
Bdk 1470
6.96
4.98
29
Bdk 1600
3.25
2
30
Bdk 1660
2.5
0
31
Bdk 1700
3.47
1.5
32
Bdk 1720
0
0
33
Bdk 1760
0.29
0
34
Bdk 1880
1
0
35
Bdk 1910
15.5
12.5
35
Bdk 1910
15.5
12.5

Ketebalan batupasir disetiap sumur untuk zona batupasir C018B didaerah penelitian menunjukkan bahwa :
1.      Nilai ketebalan pasir pada rangkaian sumur – sumur dari arah timur ke barat daya semakin menurun.
2.      Pada sumur – sumur dibagian timur mempunyai ketebalan yang lebiht besar dibanding ketebalan sumur- sumur disekitarnya.
Kedua hal tersebut menunjukkan bahwa alur batupasir makin menipis ke arah barat daya, yang mengindikasikan bahwa energi sedimentasi ke arah tersebut semakin berkurang

IV.4.5. Peta net oil pay
            Peta net pay dibuat untuk mengetahui geometri penyebaran dari reservoir yang mengandung hidrocarbon. Untuk hal tersebut diperlukan peta kontur struktur puncak lapisan batupasir pada masing – masing zona yang kemudian ditampalkan dengan peta net sand. Setelah ditampalkan antara peta kontur struktur top sand dan peta net sand, ditentukan batas OWC ( Oil Water Contact) untuk  tank yang bersangkutan. Untuk tank zona telitian berada pada kedalaman 6486 ft TVDSS pada sumur Bdk 191. Adanya OWC dapat diperkirakan dari data lognya juga dari hasil perhitungan petrofisik (lumping), dimana pada data lumping nilai net sand dari Bdk 191 adalah 15.5 sedangkan harga net paynya yaitu 12.5, sehingga dapat diketahui bahwa harga waternya 3.

IV.5. Perhitungan VB ( Volume Bulk dari C018B Reservoir)
            Adanya kandungan hidrokarbon harus dibuktikan dengan analisa kuantitatif, terutama untuk menentukan porositas dan kejenuhan air (Sw) serta kejenuhan hidrokarbon berdasarkan analisa petrofisika. Harga Sw dapat digunakan sebagai patokan untuk menetukan ada tidaknya interval lapisan batuan yang mengandung hidrokarbon.             Sebenarnya tidak ada harga Sw yang pasti untuk menentukan kandungan hidrokarbon karena setiap lapangan minyak mempunyai karakteristik batuan yang mungkin berbeda harga SW-nya terhadap lapangan lainnya. Melihat kenyataan tersebut maka sangat sulit untuk mengambil batasan yang jelas dari kisaran Sw.
            Perhitungan volume reservoar dilakukan dengan menggunakan peta ketebalan gas produktif ( net gas pay map). Pada penelitian kali ini, penulis hanya melakukan perhitungan VB (Volume Bulk) secara grafis berdasrkan pada peta reservoir yang dibuat, dengan berdasarkan data ketebalan, oil water contact, dan luas dari peta reservoir dengan menggunakan software (Zmap+), hasil yang diperoleh adalah sbb
Tabel 4. Hasil perhitungan volume reservoar pada zona batupasir C018B (VB)
No.       
Tank
Positive  Area (acree)
 Positive Volume (acree ft)
1
   1
          20.9
           215.00

            Hasil perhitungan VB ini selanjutnya akan digunakan untuk perhitungan volumetric cadangan, baik untuk menghitung initial oil in place (IOIP) ataupun initial gas in place (IGIP) pada tahap – tahap berikutnya.


BAB V. KESIMPULAN


            Hasil analisa data log sumur di lapangan Badak yang menembus zona reservoar C018B menghasilkan beberapa peta bawah permukaan yang meliputi  peta fasies, peta kontur struktur top sand, , net sand, dan net pay.
            Pada peta fasies yang ada  lingkungan pengendapan dari batupasir C018B adalah channel, bar dan creavase splay. Diantara alur –alur utama atau channel sand terdapat endapan limpahan banjir (creavase splay) yang dijumpai di beberapa tempat dengan lebar bervariasi dan penyebaran lateral berbentuk lonjong.       
Pada peta penampang kontur struktur daerah penelitian, menunjukkan bahwa untuk zona C018B merupakan suatu struktur perlipatan yaitu perlipatan antiklin dengan sumbu arah relatif timur laut – barat laut.
            Sedangkan dari data korelasi stratigrafi secara keseluruhan menunjukkan semakin berkurangnya kandungan pasir ke arah barat daya daerah penelitian dan semakin bertambah kandungan lempung. Sehingga dapat disimpulkan bahwa arah pengendapan sedimen pada zona C018B adalah ke arah barat daya dengan energi semakin berkurang
 Dari interpretasi petrofisik dan data lognya kandungan fluida pada batupasir zona C018B sumur Bdk 191 adalah minyak dan air, sedangkan pada sumur lainnya yang dikorelasi tidak terdapat adanya kandungan hidrokarbon.
 Jadi dapat disimpulkan bahwa minyak yang terkandung pada zona C018B yang terdapat pada sumur Bdk 191 menempati area seluas 20.9 acree dan VB (volume bulk) sebesar 215.00 acree feet.


DAFTAR PUSTAKA


Allen, GP.,    1987,    Deltaic Sediment in The Modern and Miocene Mahakam Deta,
                        Total Exploration Laboratory, Pessac, Perancis
                                                                              
Harsono, A.,   1994,    Pengantar Evaluasi Log, 6th rev., Sclumberger Data Services,
                        Jakarta

Kosoemadinata, R.  P.,  1980, Geologi Minyak dan Gas Bumi, edisi ke-2,   Institut
 Teknologi  Bandung,   Bandung

Kosoemadinata, R.  P.,   1974, Teknik Penyelidikan Geologi Bawah Permukaan,
                        Pedoman Praktikum Geologi Minyak dan Gas Bumi,  Institut Teknologi
                        Bandung,   Bandung

Kutai Basin Study, 1995


1 komentar: