Report Geologi Uts

PLAN OF DEVELOPMENT UNIVERSITAS TRISAKTI

GEOLOGICAL FINDINGS AND REVIEWS

2.1 Geologi Regional

Mnazi Bay terletak di Tanzania yang berada di Africa bagian timur. Tanzania memiliki luas 947.303 km. Negara ini berbatasan dengan Uganda di sebelah utara, Mozambik di sebelah selatan, Kongo di sebelah barat,dan Samudra Hindia di sebelah Timur.Tanzania memiliki luas 947.303 km. Negara ini berbatasan dengan Uganda di sebelah utara, Mozambik di sebelah selatan, Kongo di sebelah barat, Samudra Hindia di sebelah Timur, negara Zambia di sebelah barat daya. Letak astronomis Tanzania 220 LU-310 LU dan 250 BT360 BT.1 Kondisi Alam dan Geografi: Tanzania terdiri dari Daratan Tanganika dan Pulau Zanzibar.

Gambar 2.1 Geologi Regional Ruvuma Basin

PLAN OF DEVELOPMENT UNIVERSITAS TRISAKTI

Mnazi Bay memiliki luas konsesi 756km2, 10o 19’ arah selatan dan 40o23’ arah pesisir tenggara Tanzania. Area konsesi Mnazi Bay di Tanzania terletak di bagian utara cekungan Ruvuma yang membentang di antara Tanzania dan Mozambique. Ini adalah salah satu dari banyak basin di sepanjang pantai timur Africa, terbentuk saat Palaeo-benua dari Gondwana dikelompokkan terpisah selama Permis, Triassic dan Early Jurassic. Secara regional, perpecahan yang diasosiasikan dengan pembentukan cekungan Ruvuma menyebabkan pemisahan pulau madagaskar dari bagian utama Afrika. Area konsesi ini memiliki kandungan potensial hidrokarbon yang terbentuk di periode Tertiary, Cretaceous dan Jurassic. Mnazi Bay ini terdiri dari 6 sumur yang sudah di bor, 5 sumur terletak di Mnazi Bay Field ( MB-1, MB-2, MB-3, MB-4, dan MS-1X ) dan 1 Sumur eksplorasi yaitu Ziwani-1 yang tidak komersial. Ruvuma Basin ini memiliki luas area sebesar 64.000 km2 .

Lingkungan pengendapan pada cekungan ini kebanyakan adalah batuan clastic dengan pengecualian batuan karbonat yang ada pada periode pertengahan Jurassic. Pada saat awal Jurassic, pengendapan yang berada di area laut dan sedimen di area daratan yang yang ada disepanjang cekungan mengalami pengaruh gaya transgresi dan regresi yang memiliki tebal sekitar 7-8 km di area pesisir. Akibat dari adanya gaya transgresi dan regresi di Ruvuma Basin, terbetntuklah delta dan submarine channel yang terbentuk pada saat Oligocene.

PLAN OF DEVELOPMENT UNIVERSITAS TRISAKTI

Lingkungan pengendapan mulai diisi oleh sedimen clastic dari Mid-Tertiary sampai sekarang. Sedimen yang terletak di Ruvuma Basin telah mengalami deformasi akibat dari gaya gravitasi lalu karena adanya perbedaan tekanan maka batuan shale masuk ke dalam sedimen tersebut. Lalu delta tersebut memiliki lapisan sedimen yang tebal yang terbentang ke arah timur dan akhirnya masuk kedalam canyon.

Gambar 2.2 Lingkungan Pengendapan Mnazi Bay Concession Area

Canyon Slope Setting merupakan sebuah cekungan yang berada pada bukit. Canyon tersebut terdeposit oleh sandstone yang baik untuk reservoir dan terdapat shale yang baik untuk cap rock.

PLAN OF DEVELOPMENT UNIVERSITAS TRISAKTI

2.2 Statigrafi Regional

Gambar 2.3 Statigrafi Mnazi Bay Statigrafi Mnazi Bay terletak pada coastal Tanzania dan pada pertama kali terbentuk pada umur Precambrian yang terdapat Basement Rock. Lalu pada umur Permian dan Triassic terdapat batuan sandstone dan konglomerat ditambah dengan shale. Pada umur Jurassic terdapat batuan shale, calcareous shaley marl,

salt,

igneous rock, dan limestone, disini terdapat source rock yang akan menjadi hidrokarbon pada Mnazi Bay. Pada usia Cretaceous terdapat batuan sandy shale, salt, batuan shale, dan juga terdapat igneous rock. Lalu pada usia tertiary terdapat batuan Limestone, shale, dan calcareous shaley marl. Pada umur ini, terdapat indikasi reservoir dari Mnazi Bay.

PLAN OF DEVELOPMENT UNIVERSITAS TRISAKTI

Gambar 2.4 Korelasi Antar Sumur di Ruvuma Basin Pada gambar diatas bisa dilihat korelasi antar sumur pada setiap sumur yang terdapat pada Ruvuma Basin. Pada sumur Lukuledi-1 yang terdapat pada daratan Tanzania dikorelasi dengan sumur Mocimbia-1 yang terdapat pada daratan Mozambique. Hasil korelasi sumur antara dua sumur tersebut adalah tidak ditemukannya persamaan batuan yang disebabkan adanya patahan yang membelah antara Tanzania dan Mozambique. Setelah itu dikorelasi kembali antara sumur Mocimboa-1 dan Mnazi Bay-1 dan hasil yang didapat pada korelasi sumur tersebut adalah ditemukannya korelasi diantara sumur tersebut. Korelasi ditemukan di Mocimboa-1 dan Mnazi Bay-1 pada umur Lower Tertiary dan dapat disimpulkan jika reservoir di Mnazi Bay terdapat pada Lower Tertiary dan batuanya adalah sandstone dan shale.

PLAN OF DEVELOPMENT UNIVERSITAS TRISAKTI

2.3 Struktur Regional

Gambar 2.5 Struktur Regional Pada struktur di benua Africa didominasi oleh proses sedimentasi, dimana sedimentasi merupakan hasil dari penumpukan

batuan sedimen

yang

menyebabkan di lokasi tersebut terdapat macam-macam lapisan batuan. Akibat dari proses sedimentasi tersebut dan adanya gaya gravitasi menyebabkan lapisan yang sebelumnya sejajar menjadi tidak sejajar, akibat tertekan oleh lapisan yang bar dan ditambah oleh gaya gravitasi. Gaya gravitasi ini juga menyebabkan adanya listric normal fault, yang menghasilkan roll over anticline. Dimana roll over anticline ini berpotensi sebagai trap hidrokarbon di Mnazi Bay.

PLAN OF DEVELOPMENT UNIVERSITAS TRISAKTI

2.4

Petroleum System 2.4.1

Source Rock

Petroleum system dapat dilihat pada ( Gambar 2.5 ). Batuan Induk atau Source Rock merupakan batuan penghasil minyak dan gas bumi. Pada Mnazi Bay yang terletak pada Ruvuma Basin terdapat source rock yang terbentuk pada umur Jurassic,dan terletak pada batuan calcareous shaley marl.

2.4.2 Migration

Migrasi hidrokarbon dari batuan induk berlangsung melalui sesar naik. Melalui lapisan-lapisan yang ada di daerah Mnazi Bay.

2.4.3 Reservoir

Gambar 2.6 Mnazi Bay Reservoir

Batuan tempat terakumulasinya hidrokarbon yang telah bermigrasi dari source rock di Mnazi Bay yang terletak pada Ruvuma Basin ini berupa gamping,

batuan

PLAN OF DEVELOPMENT UNIVERSITAS TRISAKTI

terdapat pula sandstone dan shale, yang terdapat pada umur Lower Tertiary dan bisa dilihat pada gambar statigrafi regional ( Gambar 2.3 ). 2.4.4 Trap Perangkap Hidrokarbon yang terdapat pada Ruvuma Basin berupa roll over anticline yang terbentuk dari adanya patahan. 2.4.5 Cap Rock Batuan penutup yang terdapat pada Ruvuma Basin adalah shale rock yang berada pada umur Tertiary.

2.5 Geologi Lapangan 2.5.1 Peta Struktur Peta struktur kedalaman ini dibuat berdasarkan data Log tiap sumur, yang kemudian dibuat kontur tiap kedalaman dengan interval 10 meter.

PLAN OF DEVELOPMENT UNIVERSITAS TRISAKTI

Gambar 2.7 Peta Struktur Kedalaman 2.5.2 Peta Struktur Ketebalan Pada ( Gambar 2.8 ) menunjukan peta struktur ketebalan yang ada pada Mnazi Bay Lower.

PLAN OF DEVELOPMENT UNIVERSITAS TRISAKTI

Gambar 2.8 Peta Struktur Ketebalan di Atas GWC

PLAN OF DEVELOPMENT UNIVERSITAS TRISAKTI

Tabel 2.1 Data Geologi Lapangan TRMLNW Zona F1a

Top

Bottom

Zone

Zone

Tebal Lingkungan

Well

TRLMNW F1

Tipe Log

Litologi

Pengendapan

m

m

m

3250

3270

20

Cylindrical Sandstone

Submarine

3242

3256

14

Cylindrical Sandstone

Submarine

3242

3258

16

Funnel

Sandstone

Shoreface

3252

3270

18

Funnel

Sandstone

Shoreface

-1 TRLMNW F1 -2 TRLMNW F1 -6 TRLMNW F1 - 10

PLAN OF DEVELOPMENT UNIVERSITAS TRISAKTI

LEGENDA Sumur Produksi Sumur Injeksi Kontur Kedalaman (Interval 2 m) Oil Water Contact(3270m)

Patahan

Gambar 2.8 Depth Structure Zona F1a Lapangan TRMLNW

PLAN OF DEVELOPMENT UNIVERSITAS TRISAKTI

LEGENDA Sumur Produksi Sumur Injeksi Kontur Ketebalan Oil Water Contact(3270m) Patahan

Gambar 2.9 Nett Isopach Zona F1a Lapangan TRMLNW

PLAN OF DEVELOPMENT UNIVERSITAS TRISAKTI

LEGENDA Sumur Produksi Sumur Injeksi Kontur Ketebalan Oil Water Contact(3270m) Patahan

Gambar 2.10 Peta Horizon (Overlay) Zona F1a Lapangan TRMLNW

PLAN OF DEVELOPMENT UNIVERSITAS TRISAKTI

2.4 Perhitungan Volume Bulk Untuk perhitungan volumetrik dilakukan menggunakan alat bernama Planimeter. Peta yang digunakan dalam perhitungan volume bulk menggunakan Planimeter ini adalah Peta Horizon yang merupakan overlay antara Peta Depth Structure dengan Peta Nett Isopach. Setelah didapat data-data di atas, volume bulk dari reservoir itu dapat dihitung dengan dua metode, yaitu metode pyramidal dan metode trapezoidal tergantung dari selisih luas tiap lapisannya. Untuk perhitungan luasnya sendiri disini, luas layer dihitung dengan menggunakan skala pada alat 1 cm2 = 62500 km². Selanjutnya dihitung luas tiap zona dengan menggunakan rumus trapezoidal dan pyramidal.

Metode Trapezoidal : 𝑉𝑏=h∗(𝐴1+𝐴2)/2

Metode Pyramidal : 𝑉𝑏=(h3)∗(𝐴1+𝐴2+√(𝐴1∗𝐴2)

Dimana Vb = Bulk Volume (acre,ft) 𝐴1 = Luas Area Bawah 𝐴2 = Luas Area Atas h = Interval kontur Isopach dan pyramidal.

PLAN OF DEVELOPMENT UNIVERSITAS TRISAKTI

Berikut merupakan hasil dari perhitungan volume bulk dari luas yang telah didapat dari peta horizon.

Tabel 2.2 Perhitungan Volume Bulk Zona F1a Lapangan TRMLNW

Kedalaman

Luas

A

Bulk

Interval

(n+1)

Metode

Volume

(m)

acre

An

m

ft

3242

9,65

0,38

1

3,28

Pyramidal

55,02

3243

25,10

0,81

1

3,28

Trapezoidal

91,84

3244

30,89

0,40

1

3,28

Pyramidal

171,64

3245

77,22

0,47

1

3,28

Pyramidal

389,84

3246

166,02

0,57

1

3,28

Trapezoidal

753,71

3247

293,44

0,30

1

3,28

Pyramidal

1988,13

3248

986,49

0,95

1

3,28

Trapezoidal

3318,85

3249

1036,68

0,80

1

3,28

Trapezoidal

3831,88

3250

1299,23

0,86

1

3,28

Trapezoidal

4601,42

3251

1505,80

0,91

1

3,28

Trapezoidal

5177,79

3252

1650,58

0,93

1

3,28

Trapezoidal

5626,21

3253

1779,16

0,95

1

3,28

Trapezoidal

5980,90

3254

1866,80

0,94

1

3,28

Trapezoidal

6336,85

3255

1996,15

0,99

1

3,28

Trapezoidal

6596,54

3256

2025,10

0,99

1

3,28

Trapezoidal

6686,47

3257

2050,97

0,99

1

3,28

Trapezoidal

6768,81

3258

2075,30

0,98

1

3,28

Trapezoidal

6862,55

3259

2108,11

1

3,28

Trapezoidal

0,00

Total Volume Bulk

Acre feet

65238,47

PLAN OF DEVELOPMENT UNIVERSITAS TRISAKTI

2.5 Penentuan Sumur Infill Di dalam melakukan penentuan sumur infill, dibutuhkan sumur beberapa parameter seperti data bubble map, radius pengurasan, serta data produksi dari sumur sekitarnya. Berdasarkan data re yang diperoleh dari divisi reservoir dapat dibentuk radius pengurasan tiap sumur yang berproduksi yang digambarkan sebagai berikut

Gambar 2.11 Bubble Map Di dalam menentukan sumur infill 2n, pada Lapangan TRMLNW digunakan parameter berdasarkan data produksi sumur terdekat yaitu sumur MLNW-2 dan MLNW-6 kemudian ditentukan juga dari radius pengurasan pada area bubble

PLAN OF DEVELOPMENT UNIVERSITAS TRISAKTI

map. Pemilihan sumur infill juga didasarkan bahwa sumur disisipkan pada area alloil sehingga menghindari terproduksinya air pada masa hidup sumur. Koordinat yang akan diinfill berada pada sumbu-X 5,1 dan sumbu-Y 8,8. 2.6 Analisa Petrofisika Analisa petrofisika yang dilakukan pada studi ini dimaksudkan untuk melihat sifat–sifat fisik reservoir berupa Volume shale (Vsh), Porositas (Ø), dan Saturasi air (Sw), serta penyebaran Permeabilitas (K) yang ada pada tiap lapisan prospek yang ada. Selain itu, analisa petrofiska juga dilakukan untuk mendapatkan nilai ketebalan bersih (h) atau biasa disebut Net Pay. Sehingga selanjutnya data-data hasil interpretasi tersebut dapat dikembangkan lebih jauh guna melakukan analisa reservoir pada reservoir yang diteliti. Untuk melakukan interpretasi logging tersebut dilakukan dengan memanfaatkan data-data logging yang telah tersedia. Analisa petrofisika ini dilakukan beberapa tahapan yaitu diantaranya adalah :

Gambar 2.12 Workflow Analisa Petrofisika

PLAN OF DEVELOPMENT UNIVERSITAS TRISAKTI

2.6.1.

Ketersediaan Data Dalam tahap awal langkah pengerjaan penilaian formasi yaitu melihat

ketersediaan data logging dari data yang diberikan. Berikut ketersediaan data log untuk sumur TRMLNW F1.

Tabel 2.3 Ketersediaan Data Log Availability Data TRACK 1

TRACK 2

TRACK 3

Resistivity

Well GR

SP

Caliper

Deep

Medium

Shallow

Neutron

Density

Sonic

TRMLNW 10

✔

✗

✗

✔

✗

✗

✔

✔

✗

TRMLNW 6

✔

✗

✗

✔

✗

✗

✔

✔

✗

TRMLNW 2

✔

✗

✗

✔

✗

✗

✔

✔

✗

TRMLNW 1

✔

✗

✗

✔

✗

✗

✔

✔

✗

Pada track 1 cek ketersediaan data pada permeabilitas log yang mencakupi Gamma ray log, SP log, dan Caliper log. Untuk track 2 cek ketersediaan data pada resistivitas log seperti adanya log resistivitas untuk pembacaan zona deep, medium dan shallow. Serta untuk track 3 cek pula ketersediaan data pada porositas log seperti adanya densitas log, neutron log dan sonic log. Dikarenakan keterbatasan data yang tersaji di atas, maka hasil pembacaan dan data yang didapat juga terbatas.

PLAN OF DEVELOPMENT UNIVERSITAS TRISAKTI

2.6.2.

Data Log TRMLNW F1 Berikut adalah gambar data log lapangan TRMLNW F1.

Gambar 2.13 Data Log Lapangan TRMLNW F1

Berdasarkan gambar diatas, dapat dilakukan analisa kedalaman top dan bottom pada lapisan tersebut di tiap sumur yang ada pada kedalaman tertentu. Pada zona kedalaman inilah dapat diperoleh nilai dari ketebalan reservoir yang terdiri dari batuan yang memiliki nilai porositas dan saturasi yang beragam dengan kemungkinan memiliki hidrokarbon prospek.

2.6.3.

Kedalaman Lapisan Data kedalaman dan ketebalan setiap lapisan untuk masing-masing

sumur adalah sebagai berikut.

PLAN OF DEVELOPMENT UNIVERSITAS TRISAKTI

Tabel 2.4 Kedalaman Lapisan Sebelum Cut Off DEPTH WELL

ZONE

Top

Bottom (m)

(m) TRMLNW 10

3252

3270

TRMLNW 6

3242

3258

3242

3256

3250

3270

TRMLNW 2

F1a

TRMLNW 1

Tabel 2.5 Ketebalan Lapisan Sebelum Cut Off

WELL

Zone

Gross Thickness (m)

TRMLNW 10

20

TRMLNW 6

18

TRMLNW 2

16

F1a

22

TRMLNW 1

Tabel 2.6 Kedalaman Lapisan Setelah Cut Off DEPTH WELL

ZONE

Top

Bottom (m)

(m) TRMLNW 10

3252

3270

TRMLNW 6

3242

3258

3242

3256

3250

3270

TRMLNW 2 TRMLNW 1

F1a

PLAN OF DEVELOPMENT UNIVERSITAS TRISAKTI

Tabel 2.7 Ketebalan Lapisan Setelah Cut Off

WELL

Zone

Net Pay (m)

TRMLNW 10

8

TRMLNW 6

8

TRMLNW 2

F1a

TRMLNW 1

2.6.4.

6 14

Identifikasi Lithologi Lapisan Berdasarkan data yang telah diberikan, telah disebutkan untuk jenis

lapisan pada lapangan TRMLNW F1 adalah batuan sandstone dengan batuan shale. Hal ini mengindikasikan bahwa formasinya adalah shally formation.

2.6.5.

Sifat Fisik Batuan Reservoir Sifat fisik batuan reservoir terdiri dari volume shale (Vsh), porositas

(Ø), dan saturasi air (Sw), dan permeabilitas (K). 2.6.5.1. Volume Shale Penentuan Vshale didasarkan pada pembacaan Gamma Ray (GR) yang dapat diinterpretasikan pada log sumur. Vshale atau Volume of Shale dalam well logging, merupakan banyaknya kandungan shale (lempung) di dalam suatu formasi yang didapatkan dari respon Gamma ray terhadap kandungan radioaktif pada lapisan- lapisan batuan pada suatu sumur menggunakan metode log GR. GR membaca radioaktif Thorium, Potasium, dan Uranium. Volume of shale atau yang dikenal sebagai Vshale merupakan persentasi atau desimal fraction dari shale pada sebuah volume batuan. Shale bersifat radioaktif sehingga bisa digunakan gamma ray log untuk menghitung volume shale pada batuan.

PLAN OF DEVELOPMENT UNIVERSITAS TRISAKTI

Vshale mengidentifikasi kualitas suatu reservoir, apabila nilai Vshale pada suatu reservoir rendah, maka reservoir tersebut akan semakin bersih. Sebaliknya, apabila nilai Vshale semakin tinggi, maka reservoir tersebut akan semakin buruk karena itu artinya porositas yang dimiliki semakin kecil dan fluida akan semakin sulit untuk dapat bergerak. Untuk menentukan volume shale pada lapangan ini digunakan pembacaan gamma ray log, dengan persamaan sebagai berikut.

𝑽𝒔𝒉𝒂𝒍𝒆 =

𝑮𝑹 𝒍𝒐𝒈 − 𝑮𝑹 𝒎𝒊𝒏 𝑮𝑹 𝒎𝒂𝒙 − 𝑮𝑹 𝒎 𝒊𝒏

dimana:

GR log = pembacaan GR pada kedalaman yang dihitung (˚API) GR min = harga GR pada sand base line (˚API) GR max = harga GR pada shale base line (˚API)

PLAN OF DEVELOPMENT UNIVERSITAS TRISAKTI

Berikut ini adalah hasil rata-rata dari volume shale pada masing-masing sumur untuk lapisan F1a. Tabel 2.8 Hasil Rata-Rata Volume Shale Well

Volume Shale (%)

TRMLNW 10

10.58%

TRMLNW 6

31.79%

TRMLNW 2

30.04%

TRMLNW 1

4.55%

Lapisan F1a

19.24%

2.6.5.2. Porositas (Φ) Porositas adalah suatu ukuran untuk menyatakan seberapa besar perbandingan volume ruang pori (pore volume) terhadap volume total batuan (bulk volume). Porositas absolut mencakup seluruh pori, baik pori yang terisolir maupun yang saling berhubungan. Porositas efektif, hanya memperhitungkan pori-pori yang saling berhubungan saja. Porositas yang digunakan dalam perhitungan adalah porositas efektif yang diperoleh dari data log, karena porositas efektif merupakan bagian dari batuan yang mampu mengalirkan fluida yang ada di dalamnya. Porositas suatu batuan reservoir dapat diketahui dengan melaksanakan pengukuran di laboratorium atau contoh batuannya (core). Porositas dapat juga ditentukan dengan interpretasi atas hasil rekaman log sumur-sumur yang menembus reservoir tersebut. Pada Lapangan TRMLNW, porositas efektif diperoleh dari metode porositas neutron-density. Alasan penggunaan metode ini, karena ketersediaan data hasil rekaman log density dan neutron log

PLAN OF DEVELOPMENT UNIVERSITAS TRISAKTI

sehingga

penggunaan

metode

neutron-density

penentuan porositas efektif pada lapangan ini.

dimana: ρma

= densitas matrix (gr/cc)

ρf

= densitas fluida (gr/cc)

ρb

= rhob reading (gr/cc)

ØD

= porositas densitas (fraksi/persen)

ØN

= porositas neutron (fraksi/persen)

ØDcorr

= koreksi porositas densitas (fraksi/persen)

ØNcorr

= koreksi porositas neutron (fraksi/persen)

Ødsh

= porositas densitas shale (fraksi/persen)

Øeff

= porositas efektif (fraksi/persen)

dipilih

sebagai

PLAN OF DEVELOPMENT UNIVERSITAS TRISAKTI

Berikut adalah hasil perhitungan Porositas Efektif untuk masing-masing sumur pada lapisan F1a.

Tabel 2.9 Porositas Efektif (log) Well

Porositas Efektif (%)

TRMLNW 10

19.43%

TRMLNW 6

19.69%

TRMLNW 2

28.61%

TRMLNW 1

20.75%

Lapisan F1a

22.12%

2.6.5.3. Permeabilitas (k) Permeabilitas adalah kemampuan batuan mengalirkan fluida formasi.

Permeabilitas

dinyatakan

dalam

millidarcies

(mD).

Permeabilitas sangat tergantung pada ukuran dan bentuk butiran dari batuan. Apabila porositas berpengaruh terhadap besarnya jumlah akumulasi migas pada suatu reservoir, maka permeabilitas berpengaruh terhadap besarnya kemampuan produksi (laju alir) pada sumur-sumur penghasilnya. Permeabilitas bisa didapat dari analisa core di laboratorium dan/atau dari log.

Perhitungan

yang

digunakan

untuk

mendapatkan

permeabilitas adalah dengan menggunakan rumus persamaan Wylie & Rose sebagai berikut :

PLAN OF DEVELOPMENT UNIVERSITAS TRISAKTI

Berikut adalah hasil perhitungan permeabilitas untuk masingmasing sumur pada lapisan F1.

Tabel 2.10 Permeabilitas ( k ) Well

Permeabilitas (md)

TRMLNW 10

115.48

TRMLNW 6

245.00

TRMLNW 2

439.92

TRMLNW 1

205.78

Lapisan F1a

251.54

2.6.5.4. Saturasi Air (Sw) Saturasi air adalah perbandingan antara volume pori yang terisi oleh air dibandingankan dengan volume total pori. Ruang pori adalah tempat fluida reservoir terakumulasi. Pada lapisan shally-sand terdapat beberapa persamaan untuk menghitung saturasi air diantaranya adalah Indonesian equation, persamaan Simandoux, Waxman & Smitts Model, Dual Water Model, Laminated Sand & Shale Model, Dispersed Shaly Sand Model, dll. Dari data yang tersedia, dihitung nilai seperti Rw, Rt, dan parameter lainnya yang diperlukan dalam menghitung Sw. Pada lapangan TRMLNW ini, perhitungan Sw menggunakan formula Simandoux. Dengan nilai a = 1, m = 1.86, n = 2. Rumus Simandoux equation adalah sebagai berikut:

PLAN OF DEVELOPMENT UNIVERSITAS TRISAKTI

Berikut ini adalah hasil perhitungan saturasi air untuk masing-masing sumur pada lapisan F1.

Tabel 2.11 Saturasi Air ( Sw )

2.6.6.

Well

Saturasi Air (%)

TRMLNW 10

43.06%

TRMLNW 6

35.37%

TRMLNW 2

34.81%

TRMLNW 1

30.56%

Lapisan F1a

35.95%

Cut-Off Data cut-off didapat cara cut-off porosity vs volume shale

Untuk data cut-off ditampilkan sebagai berikut.

PLAN OF DEVELOPMENT

VOLUME SHALE

UNIVERSITAS TRISAKTI

Cut-off Porositas vs Volume Shale 1.2

0.8

Cut off Porositas Cut Off Vshale

0.6

TRMLNW 10 TRMLNW 6

0.4

TRMLNW 2 TRMLNW 1

0.2

0.1

0.2 POROSITAS

0.3

0.4

Gambar 2.14 Porositas Efektif vs Volume Shale Cut-Off Crossplot

Cut-Off pada Lapangan TRMLNW telah tersedia dari data yang ada, yaitu sebagai berikut: Tabel 2.12 Data Cut-Off Lapangan TRMLNW CUT-OFF

PLAN OF DEVELOPMENT UNIVERSITAS TRISAKTI POROSITY (%): 6 VOLUME SHALE (%): 40 SW (%): 50