Syntax Literate : Jurnal Ilmiah Indonesia p–ISSN: 2541-0849 e-ISSN : 2548-1398 Vol.4, No.7 Juli 2019

## EVALUASI  FORMASI  DAN  PERHITUNGAN  VOLUME  HIDROKARBON PADA  FORMASI  TALANG  AKAR,  LAPANGAN  S,  CEKUNGAN  SUMATERA SELATAN

## Warto Utomo, Arief Rahman dan Mochamad Hisam Adiwilaga
Program  Studi Teknik  Perminyakan, Diploma  III Akademi Minyak dan  Gas Balongan Indramayu,  Mahasiswa  Program  Studi  Teknik  Perminyakan,  Diploma  III  Akademi Minyak dan Gas Balongan Indramayu E-mail: bunk.w.utomo@gmail.com; arief11rahman@gmail.com; adwilaga10@gmail.com

## Abstrak
Penelitian  telah  dilakukan  di  Lapangan  S,  Cekungan  Sumatera  Selatan  dengan target  evaluasi  di  Formasi  Talang  Akar.  Formasi  Talang  Akar  merupakan reservoar  utama  di  Cekungan  Sumatera  Selatan.  Evaluasi  formasi  diperlukan untuk  mengetahui  kualitas,  kuantitas  dan  potensi  reservoar  di  Formasi  Talang Akar.  Evaluasi  dilakukan  melalui  analisis  petrofisika  untuk  mendapatkan parameter-parameter,  yaitu  volume  shale,  porositas  dan saturasi  air.  Tujuan  dari penelitian  ini  untuk  mendapatkan  parameter-parameter  petrofisika  berdasarkan data  wireline  logging  dari  sumur  di  daerah  penelitian.  Parameter-parameter tersebut  digunakan  untuk  identifikasi  zona  produktif/potensial  di  Formasi  Talang Akar, pada Lapangan S dengan menghitung volume hidrokarbon. Perangkat lunak yang digunakan adalah Interactive Petrophsycs v3.6 (IP v3.6). Hasil penelitian ini adalah,  Formasi  Talang  Akar  di  daerah  penelitian  terdapat  12  zona/lapisan reservoar, berturut-turut dari bawah ke atas sebagai berikut I2, I1, H, G, F, E, D, C,  B1,  B,  A1,  A.  Evaluasi  formasi  di  daerah  penelitian  menghasilkan  parameter- parameter  petrofisika  pada  masing-masing  zona  di  Formasi  Talang  Akar. Parameter  tersebut  digunakan  untuk  menghitung  volume  hidrokarbon  (STOIIP) masing-masing  zona.  Nilai  STOIIP  terbesar  dari  zona  B1,  yang  merupakan  zona yang  paling  produktif/potensial  di  Formasi  Talang  Akar,  kedua  terbaik  zona  I1 dilanjutkan dengan I2.
Kata kunci: Evaluasi Formasi, Porositas, Saturasi Air, Volume Hidrokarbon

## Pendahuluan
Evaluasi  formasi  dan  perhitungan  volume  hidrokarbon  telah  dilakukan  di Lapangan  S,  Cekungan  Sumatera  Selatan  dengan  target  pada  Formasi  Talang  Akar. Formasi  Talang  Akar  merupakan  reservoar  utama  di  Cekungan  Sumatera  Selatan  dan sangat  menarik  untuk  dilakukan  kajian  studi.  Perhitungan  dalam  evaluasi  formasi
diperlukan  untuk  mengetahui  kualitas,  kuantitas  dan  potensi  reservoar  di  Formasi Talang Akar.
Evaluasi  formasi  atau  analisis  petrofisika,  yaitu  suatu  proses  analisis  ciri  dan sifat  batuan  di  bawah  tanah  dengan  menggunakan  hasil  pengukuran  lubang  sumur ( wireline logging ). Analisis petrofisika dapat  dilakukan dengan interpretasi  pintas atau quick  look dan  dengan  menggunakan  perangkat  lunak  tertentu.  Analisis  petrofisika merupakan  analisis  yang  dilakukan  untuk  memperoleh  sifat  fisik  batuan  dan  fluida reservoar.  Hasil  dari  analisis  petrofisika  dapat  digunakan  untuk  menentukan  zona produktif/potensial  pada  zona/lapisan reservoar di Formasi Talang  Akar sesuai dengan tujuan penelitian ini.

## Metodologi
1. Data
Evaluasi  formasi  dilakukan  terhadap  1  sumur  (Sumur  S-2)  di  Lapangan  S mengacu  data  log  yang  tersedia.  Data  dalam  format  .las  dan  terdiri  atas; Gamma Ray (GR), Spontaneous  Potential (SP), Caliper (CAL), Deep  Resistivity (ILD), Shallow Resistivity (MSFL), Density (RHOB) dan Neutron (NPHI). Selain data log, terdapat data Special Core Analysis (SCAL) batuan inti sumur yang berada di luar lapangan.  Data  SCAL  mengandung  informasi  nilai  a,  m,  n  pada  interval  Formasi Talang Akar. Juga, data mudlog dan uji kandungan lapisan (UKL/DST).

## 2. Pengolahan dan Analisis Data
Pengolahan data dan interpretasi petrofisika dilakukan dengan menggunakan  perangkat  lunak Interactive  Petrophysics (IP)  v3.6.  Interpretasi penarikan  shale  dan  sand  base  line  dikontrol/divalidasi  dengan  data  mudlog. Interpretasi  porositas,  penarikan  Rwa  dan  Sw  divalidasi  dengan  data  SCAL, UKL/DST, serta Schlumberger Chart Gen-6 .
Hasil  analisis  berupa volume  shale ,  porositas  dan  saturasi  air.  Parameter yang  diperoleh  dari  analisis  petrofisika  digunakan  untuk  menghitung  cadangan (STOIIP).  Terakhir  membuat  peringkat  dari  zona/lapisan  produktif/potensial berdasarkan nilai STOIIP tersebut.

## Hasil Dan Pembahasan

## 1. Zonasi Formasi Talang Akar
Formasi Talang Akar di daerah penelitian berada di atas Formasi Lemat dan di  bawah  Formasi  Baturaja.  Formasi  Talang  Akar  diendapkan  pada  lingkungan transisi. Litologi tersusun atas perselingan antara batupasir dan batu lempung, serta adanya sisipan batubara. Formasi Talang Akar di daerah penelitian tersusun atas 12 zona, berturut-turut dari bawah ke atas yaitu: I2, I1, H, G, F, E, D, C, B1, B, A1, A.

## 2. Analisis Petrofisika
Pre-kalkulasi  terhadap  gradien  termperatur  dilakukan  dengan  tujuan  untuk mengetahui suhu  formasi  pada kedalaman tertentu. Hal  ini perlu dilakukan karena adanya  pengaruh  gradien  temperatur bottom  hole  temperature (BHT)  yang  selalu berubah  terhadap  fungsi  dari  kedalaman.  Perubahan  temperatur  ini  akan mempengaruhi perubahan nilai resistivitas yang akan digunakan dalam menghitung saturasi  air.  Data  BHT  diperoleh  dari  pengukuran  pada  saat  drilling  berlangsung. Berdasarkan  log Caliper dari  sumur  pada  interval  target  (Talang  Akar),  tidak dilakukan environmental correction karena diameter lubang sumur/ borehole relatif bagus.
a. Penentuan Volume Shale (Vsh)
Shale mengidentifikasi batuan berbutir halus yaitu batupasir sangat halus, batulanau dan batulempung. Volume shale (Vsh) pada reservoar mempresentasikan  kualitas  suatu  reservoar.  Nilai  Vsh  yang  kecil  menunjukkan semakin  bersih  suatu  reservoar  sehingga  memudahkan  fluida  untuk  bergerak mengisi dalam pori-pori demikian sebaliknya.
Perhitungan  Vsh  pada  penelitian  ini  menggunakan  log  Gamma  Ray (GR). Vsh dari log GR dengan cara menentukan garis minimum (sand baseline) dan garis maksimum (shale baseline) dari nilai GR pada masing-masing interval kedalaman, Gambar 2.
Gambar 2. Penarikan garis minimum ( sand baseline ) dan garis maksimum ( shale baseline ) dari nilai GR.
b. Penentuan Porositas (ϕtot, ϕeff)
Perhitungan  porositas  ditentukan  dari  log Density (RHOB)  dan Neutron (NPHI), Gambar 3. Log Density mempunyai peran yang dominan terhadap nilai porositas. Matrix  density (RhoMa)  yang  digunakan  sebesar  2,65  gr/cc (batupasir) dan dry shale sebesar 2,78 gr/cc.
c. Penentuan Saturasi (Sw)
Paramater Formation  Resistivity (RT)  menggunakan Deep  Resistivity (ILD).  Sedangkan Formation  Water  Resistivity (Rwa)  berdasarkan  pada  Log
Porosity-Resistivity ( Pickett  Plot ),  Gambar  4. Schlumberger  Chart  Gen-6 digunakan dalam konversi  salinitas berdasarkan  data Rwa dan temperatur  yang sudah diperoleh sebelumnya. Perpotongan antara garis Rwa dan temperatur ( o F) dalam Chart  Gen-6 kemudian  ditarik  garis  ke  kanan  yang  menunjukkan  ppm salinitas, Gambar 5.  Salinitas  yang diperoleh sekitar 11.000 ppm,  nilai  tersebut berada diinterval lingkungan pengendapan transisi (5.000-20.000 ppm), Tabel 1. Sesuai dengan informasi dari regional geologi Formasi Talang Akar diendapkan pada lingkungan transisi. [8], [2]
Penentuan water  saturation /  saturasi  air  dilakukan  dengan  pendekatan persamaan  Simandoux  ( shally  sand  reservoir ).  Parameter  lain  yang  digunakan, yaitu  (a,  m,  n)  menggunakan  data  SCAL  sumur  dari  lapangan  disekitar Lapangan S. Nilai a=1, m=1.6475, n=1.8864 pada interval Formasi Talang Akar.
Gambar 3. Penentuan porositas dengan model neutron density .
Gambar 4. Penarikan Pickett Plot pada interval Formasi Talang Akar.
Gambar 5. Penggunaan Schlumberger Chart Gen-6 , Rwa pada temperature permukaan untuk dikonversi mendapatkan sanilitas air formasi, (Schumberger,
2009). [8]
Tabel 1.
Konsentrasi salinitas dalam ppm dibeberapa lingkungan pengendapan,
(bachtiar dkk, 2010). [2]
d. Net to Gross dan Analisis Pay
Cutoff reservoir ditentukan dari plot effective porosity (ϕeff) terhadap wet shale  volume (Vwsh).  Sedangkan cutoff  pay ditentukan  dari  tiga  (3)  parameter dalam  plot  antara effective  porosity (ϕeff)  terhadap water  saturation (Sw) terhadap wet shale volume (Vwsh).
Cutoff yang digunakan, yaitu wet shale volume (Vwsh) = 0,5 v/v effective porosity (ϕeff) = 0,10 v/v atau 10%, dan water saturation (Sw) = 0,6 v/v. Cutoff tersebut  masih  dalam  interval  yang  masih  dapat  diterima  dari  yang  dianjurkan oleh SKK Migas.
e. Perhitungan Volume Hidrokarbon / STOIIP
Parameter  yang  diperoleh  dari  analisis  petrofisika,  meliputi netpay , porositas  dan  saturasi  digunakan  untuk  menghitung  volume  hidrokarbon (STOIIP).  Data  tambahan  yang  digunakan  berupa Formation  Factor (Bo), berdasarkan  data  laboratotium  nilai  Bo  di  daerah  penelitian  sebesar  1,32 STB/BBL. Parameter lain yang diperlukan untuk menghitung STOIIP yaitu luas area  (A)  dalam acre .  Luas  area  ditentukan  berdasarkan  radius  pengurasan  (r), dengan asumsi  setiap lapisan/zona memiliki r  yang sama,  yaitu sebesar 100 m. Radius  pengurasan  sebesar  100  m  masih  dalam  interval  yang  masih  dapat diterima  dari  yang  dianjurkan  oleh  SKK  Migas.  Bulk  volume  ( V )  diperoleh dengan  mengalikan  luas  dan netpay .  Parameter-parameter  sudah  diperoleh, dilanjutkan dengan menghitung volume hidrokarbon (STOIIP).
Lima  dari  dua  belas  zona  di  Formasi  Talang  Akar  dikategorikan  tidak potensial dan tidak dapat dihitung volume hidrokarbon-nya. Hal ini dikarenakan pada  interval  ke-5  zona  tidak  memiliki netpay . Netpay adalah  ketebalan  bersih yang terisi oleh hidrokarbon pada suatu zona. Ke-5 zona tersebut adalah H, G, F, E  dan  C.  Tampak  dari  log  bahwa  ke-5  zona  lebih  didominasi  oleh  litologi lempung/shale.
Tujuh  zona  sisanya  dapat  dihitung  nilai  STOIIP.  Nilai  STOIIP  terbesar ke terkecil berurutan dari zona B1, I1, I2, A, A1, D dan B, Tabel 2.
Tabel 2.

## Nilai STOIIP masing-masing zona.
No Zona Gross Res (ft) Net Pay (ft) VCL (v/v) Phie (v/v) SW (v/v) STOIIP 1 A 85,5 13,0 0,11 0,17 0,43 57.783,17
2 A1 20,0 5,5 0,32 0,18 0,45 24.830,47
3 B 66,0 2,0 0,46 0,13 0,48 6.023,16
4 B1 32,0 30,0 0,10 0,22 0,44 168.546,21 5 C 39,5 - - - - -
6 D 23,0 3,5 0,31 0,18 0,40 17.237,68 7 E 24,5 - - - - - 8 F 20,5 - - - - - 9 G 12,5 - - - - - 10 H 36,5 - - - - -
11 I1 25,0 19,8 0,23 0,21 0,34 124.390,02
12 I2 23,0 11,8 0,17 0,20 0,39 64.168,54

## Kesimpulan
a. Terdapat 12 zona/lapisan di Formasi Talang Akar di daerah penelitian.
b. Perhitungan volume  shale (Vsh)  pada  penelitian  menggunakan  log Gamma  Ray (GR), dengan cara menentukan garis minimum ( sand baseline ) dan garis maksimum ( shale baseline ) dari nilai GR pada masing-masing interval kedalaman.
c. Porositas ditentukan dengan model dari log Density (RHOB) dan Neutron (NPHI).
d. Paramater Formation  Resistivity (RT)  menggunakan Deep  Resistivity (ILD)  dan Formation  Water  Resistivity (Rwa)  berdasarkan  pada Pickett  Plot , Schlumberger Chart Gen-6 digunakan dalam konversi salinitas.
e. Penentuan  saturasi  air  (Sw)  dilakukan  dengan  pendekatan  persamaan  Simandoux ( shally sand formation ) pada Formasi Talang Akar.
f. 7  dari  12  zona  dapat  dihitung  volume  hidrokarbon-nya.  3  zona  potensial  berturut- turut zona B1, I1, I2.

## BIBLIOGRAFI
Asquith,  G.B,  Gibson,  C.R.  (1982). Basic  Well  Log  Analysis  for  Geologists,  The American Association of Petroleum Geologists . Tulsa: Oklahoma.
Bachtiar,  A.,  Purnama,  Y.S.,  Nugroho,  B.,  Masyur,  M.  (2010). Dry  Hole  Revival Through  Well  Post  Mortem  Evaluation ,  Proceedings  Indonesian  Petroleum Association: Jakarta.
Dake,  L.P.  (1985). Fundamental  of  Reservoir  Enggineering ,  Elsevier  Science  B.V: Amsterdam.
Dwiyono, I.F., Winardi, S. (2014). Kompilasi Metode Water Saturation dalam Evaluasi Formasi , Prosiding Seminar Nasional Kebumian: Yogyakarta.
Ellis,  D.V.,  Singer,  J.M.  (2007) Well  Logging  for  Earth  Scientist .  Second  Edition, Springer: Dordrecht.
Ginger,  D.,  Fielding,  K.  (2005). The  Petroleum  Systems  and  Future  Potential  of  The South Sumatra Basin , Procedings Indonesian Petroleum Association: Jakarta.
Harsono, A. (1997). Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log . Schlumberger: Jakarta.
Schlumberger, (2009). Log Interpretation Charts . Schlumberger: Texas.