1615051020_fachrul Aditama_perbaikan Geologi Migas.docx

Nama

: Fachrul Aditama

NPM

: 1615051020

Mata Kuliah : Geologi Migas 1. Dalam penganalisaan log dapat dilakukan dengan dua cara yaitu secara kualitatif maupun kuantitatif. Analisa secara kualitatif maksudnya log yang dihasilkan dilakukan analisa secara kualitas sedangkan analisa kuantitatif dilakukan perhitungan-perhitungan untuk mendapatkan harga yang pasti. Analisa kualitatif log terbagi menjadi lima analisa yaitu: 

Identifikasi lapisan permeabel (reservoir rock)



Menentukan ketebalan dan batas lapisan



Lithologi dan gas



Kandungan minyak dan air



Evaluasi shalliness

Dalam

menentukan

kematangan

batuan

induk,

ada beberapa parameter

yang dapat digunakan seperti pantulan vitrinit (Ro) maupun Temperatur maksimum (Tmax) melalui tahapan pirolisis. Selengkapnya ditunjukkan oleh tabel di bawah ini. Tabel 3. 3 Tabel Kematangan batuan induk (Peters dan Cassa, 1994)

Maturity

Immature

Maturation

Generation

Ro (%)

Tmax

TAI

Bit/TOC

Bitumen

PI

0.20-0.60

<435

1.5-1.26

<0.05

(mg/g) <50

<0.10

Mature Early

0.60-0.65

435-445

2.6-2.7

0.05-

50-100

0.10-

Peak

0.65-0.90

445-450

2.7-2.9

0.10 0.15-

150-250

0.15 0.25-

Late

0.90-1.35

450-470

2.9-3.3

0.25 --

--

0.40 >0.40

Post-

>1.35

>470

>3.3

--

--

--

mature

Identifikasi lapisan permeabel dapat dilakukan dengan melihat bentuk defleksi dari log. Misalnya saja dari SP log jika lumpur pemboran mempunyai perbedaan salinitas dengan air formasi (terutama lumpur air tawar/water base mud), lapisan-lapisan permeabel umumnya ditunjukkan dengan adanya penambahan defleksi negatif dari shale base line. Dari caliper log, dapat dilihat dari ketebalan mud cake. Mud cake menandakan adanya lapisan permeabel pada formasi tersebut. Menentukan ketebalan dan batas lapisan. Ketebalan disini adalah ketebalan bersih atau net pay dari reservoir di mana reservoir tersebut yang sudah dikurangi dari harga Vshale dan hanya mengandung hidrokarbon. Sedangkan batas lapisan meliputi harga Gas oil contact (GOC) dan water oil contact (WOC). Alat log yang bisa digunakan untuk mengetahui ketebalan lapisan misalnya spontaneous potential log dan gamma ray log karena dapat membedakan daerah shale dan bukan shale. Selain itu didapatkan harga Vshale yang dapat berguna untuk menghitung net pay. Dengan kombinasi density-neutron log dapat diketahui letak GOC ataupun WOC dari defleksinya. Semakin besar crossplot maka mengindikasikan daerah gas, jika crossplot mengecil mengindikasikan daerah minyak, dan jika tidak terjadi crossplot biasanya berisi air. Tapi tetap harus divalidasi dengan kurva dari resistivity log.

Lithologi dan gas juga bisa didapatkan dari analisa kualitatif. Lithologi berupa shale, sandstone, carbonate (dolomite dan limestone), serta terkadang terdapat sisipan batu bara. Adanya batubara ini, log-log mempunyai karakteristik yaitu pembacaan densitas sangat rendah, pembacaan neutron sangat tinggi, dan biasanya pembacaan sinar gamma rendah. Dari density log pun juga bisa dilihat jenis lithologinya. Formasi tertentu memiliki densitas tertentu, misalnya sandstone biasanya berdensitas 2,65 gr/cc, limestine 2,71 gr/cc, dolomite 2,87 gr/cc. Kandungan minyak dan air. Biasanya pada kurva resistivity, didapatkan pembacaan kandungan minyak dan air. Minyak memiliki resistivitas (Rt) yang tinggi,

sedangkan air tawar dan air asin memiliki Rt rendah. Dimana defleksi kurva pada air asin akan berdefleksi negative lebih baik dan air tawar akan berdefleksi positif lebih baik.

Evaluasi shalliness. Pada kurva SP log, dengan adanya shale maka defleksi SP akan menurun (ke kanan) mulai dari defleksi SP formasi bersih pada formasi air (air asin) – shale base line. Bisa didapatkan juga harga Vshale dengan rumor Vshale = 1- SPlog/SSP. Sedangkan untuk gamma ray log, reservoir sandstone ataupun carbonate akan memiliki radioaktif yang rendah sehingga harganya mendekati GRmin. Untuk shale, ketika dideteksi adanya radioaktif alam yang tinggi dan harga gamma ray mendekati GRmax. Vshale bisa didapatkan dari log ini dengan rumus Vshale = GRread-GRmin/GRmax-GRmin. 001) BONANZA 1 GRC 0 150 SPC -160 MV 40 ACAL 6 16 10700

10800

10900

0.2 0.2 0.2

ILDC SNC MLLCF

200 200 200

RHOC 1.95 2.95 CNLLC 0.45 -0.15

DT 150 us/f

50

Di jalur 1, kita dapat menemukan log litologi. Mereka adalah log sinar gamma, log potensial spontan, dan log kaliper. Karena ada dua jenis log litologi, log SP dan log sinar gamma, jadi lebih baik jika kita menggunakan log gamma ray. Dari gamma ray log, kita dapat menemukan bahwa ada lapisan berpori dan permeabel pada 10715-10990 ft yang cocok untuk menjadi batuan reservoir. Pada jalur 3, kita dapat menemukan log porositas. Mereka adalah log kepadatan dan log neutron. Kita dapat menemukan ada crossplot di 10715-10780 ft. Pada 10715-10780 ft, kita dapat melihat ada dua jenis hidrokarbon, gas dan minyak. Palang terbesar menandai zona gas pada 10715-10740 kaki dan sisanya dari 10741-10780 kaki adalah zona minyak. GOC berada di 10740 ft dan WOC berada di 10780 ft. Tetapi untuk memvalidasi konten fluida, kami menggunakan resistivitas log di jalur 2. Ada ILDC untuk Rt, MSFL dan SNC untuk Rxo. Jadi kami menggunakan ILDC untuk memperkirakan kandungan cairan. Dari resistivitas, di 10715-10780 memiliki resistivitas besar yang diyakini sebagai zona hidrokarbon. Dan untuk sisa lapisan sampai 10990 isi cairan adalah zona air.

Dari catatan ini, ada empat jalur, yaitu log litologi, log resistivitas, log porositas, dan log permeabilitas. Dari jalur satu, seperti yang bisa kita lihat ada log sinar gamma dan log potensial spontan. Pada kedalaman 5650-5710 ft dan 5732-5748 ft kita dapat menemukan lapisan permeabel. Dari track dua, ada dua jenis log resistivitas yang digunakan yaitu MSFL untuk Rxo dan ILD untuk Rt. Dari situ kita dapat melihat apakah pada kedalaman 5650-5710 adalah zona air karena Rt Rxo tetapi untuk memvalidasi itu kita dapat menggunakan log kombinasi neutron-density. Dari track 3 pada kedalaman 5732-5748 ft, tidak ada crossplot sehingga membuktikan bahwa dari 5650-5748 kandungan cairannya adalah air dan tidak ada zona hidrokarbon apa pun.

2. Geologi Cekungan Sumatera Selatan adalah suatu hasil kegiatan tektonik yang berkaitan erat dengan penunjaman Lempeng Indo-Australia, yang bergerak ke arah utara hingga timurlaut terhadap Lempeng Eurasia yang relatif diam. Zona penunjaman lempeng meliputi daerah sebelah barat Pulau Sumatera dan selatan Pulau Jawa. Beberapa lempeng kecil (micro-plate) yang berada di antara zona interaksi tersebut turut bergerak dan menghasilkan zona konvergensi dalam berbagai bentuk dan arah. Penunjaman lempeng Indo-Australia tersebut dapat mempengaruhi keadaan batuan, morfologi, tektonik dan struktur di Sumatera Selatan. Tumbukan tektonik lempeng di Pulau Sumatera menghasilkan jalur busur depan, magmatik, dan busur belakang. Secara

fisiografis

Cekungan Sumatra Selatan merupakan cekungan Tersier berarah baratlaut-tenggara, yang dibatasi Sesar Semangko dan Bukit Barisan di sebelah barat daya, Paparan Sunda di sebelah timurlaut, Tinggian Lampung di sebelah tenggara yang memisahkan cekungan tersebut dengan Cekungan Sunda, serta Pegunungan Dua Belas dan Pegunungan Tiga Puluh di sebelah baratlaut yang memisahkan Cekungan Sumatra Selatan dengan Cekungan

Sumatera Tengah. Blake (1989) menyebutkan bahwa daerah Cekungan

Sumatera Selatan merupakan cekungan busur belakang berumur Tersier yang terbentuk sebagai akibat adanya interaksi antara Paparan Sunda (sebagai bagian dari lempeng kontinen Asia) dan lempeng Samudera India. Daerah cekungan ini meliputi daerah seluas 330 x 510 km2, dimana sebelah barat daya dibatasi oleh singkapan Pra-Tersier Bukit

Barisan, di sebelah timur oleh Paparan Sunda (Sunda Shield), sebelah barat dibatasi oleh Pegunungan Tigapuluh dan ke arah tenggara dibatasi oleh Tinggian Lampung.

Hidrokarbon pada cekungan Sumatera Selatan diperoleh dari batuan induk lacustrine formasi Lahat dan batuan induk terrestrial coal dan coaly shale pada formasi Talang Akar. Batuan induk lacustrine diendapkan pada kompleks half- graben, sedangkan terrestrial coal dan coaly shale secara luas pada batas half- graben. Selain itu pada batu gamping formasi Batu Raja dan shale dari formasi Gumai memungkinkan juga untuk dapat menghasilkan hirdrokarbon pada area lokalnya. Gradien temperatur di cekungan Sumatera Selatan berkisar 49° C/Km. Gradien ini lebih kecil jika dibandingkan dengan cekungan Sumatera Tengah, sehingga minyak akan cenderung berada pada tempat yang dalam. Formasi Batu Raja dan formasi Gumai berada dalam keadaan matang hingga awal matang pada generasi gas termal di beberapa bagian yang dalam dari cekungan, oleh karena itu dimungkinkan untuk menghasilkan gas pada petroleum system