(Gambar III.6). Peta tuning ini secara kualitatif digunakan sebagai data pendukung untuk membantu interpretasi sebaran fasies secara lateral.

Transkripsi

1 Selanjutnya hasil animasi terhadap peta tuning dengan penganturan frekuensi. Dalam hal ini, animasi dilakukan pada rentang frekuensi 0 60 hertz, karena diatas rentang tersebut peta tuning akan menunjukkan banyak noise. Hasil terbaik dari animasi ini adalah pada frekuensi 12 hertz, yang menunjukkan pola geometri channel dan tidal bar dengan orientasi berarah baratlaut-tenggara dan barat-timur (Gambar III.6). Peta tuning ini secara kualitatif digunakan sebagai data pendukung untuk membantu interpretasi sebaran fasies secara lateral. III.5 Pemetaan asosiasi fasies Pemetaan terhadap ketebalan asosiasi fasies reservoir dilakukan untuk mengetahui bentuk geometri dan sebaran masing masing asosiasi fasies tersebut secara lateral. Pemetaan asosiasi fasies dilakukan secara 2 dimensi dengan perangkat lunak Stratwork. III.5.1 Interval S-T Pada interval ST ditemukan 2 asosiasi fasies reservoir yaitu tidal fluvial channel (TFC) dan tidal channel (TC). Hasil pemetaan menunjukkan bahwa asosasi fasies tidal fluvial channel memiliki orientasi penyebaran baratlaut-tenggara dengan rentang lebar sekitar 700 meter dan ketebalan berkisar kaki (Gambar III.7). tidal channel yang merupakan asosiasi fasies yang diendapkan pada saat transgresi, memiliki orientasi penyebaran relatif sama dengan tidal fluvial channel dengan lebar berkisar meter dan ketebalan 20 kaki, semakin menebal pada bagian selatan sampai tenggara. Asosiasi fasies ini menebal pada daerah yang lebih ke arah cekungan (Gambar III.7). 32

2

3

4

5 Koreksi terhadap data log sumur merupakan prosedur yang penting sebelum melakukan evaluasi formasi yaitu dengan melakukan normalisasi terhadap log yang akan dievaluasi. Log yang dinormalisasi adalah sinar gamma (GR) karena GR akan memiliki perbedaan nilai untuk tiap-tiap alat logging. Normalisasi sinar gamma (GR) didasarkan pada nilai mean dan deviasi standar dari 97 sumur di Lapangan Bekasap. Log sumur sinar gamma yang telah dinormalisasi meliputi Formasi Bekasap, Formasi Bangko dan Formasi Menggala (BATM USAKTI, 1999). Rumus yang digunakan untuk normalisasi log GR adalah sebagai berikut: ( GR Mn = Sd old new GRN + old ) xsd Mn new GR GRN Mn old Sd old Mn new Sd new = Sinar gamma = Sinar gamma normalisasi = Sinar gamma mean pada masing-masing sumur = Deviasi standar sinar gamma pada masing-masing sumur = Sinar gamma minimum pada 97 sumur = Deviasi standar sinar gamma pada 97 sumur III.6.1 Perhitungan porositas efektif dan permeabilitas Porositas efektif dan permeabilitas diturunkan dari log GRN, RHOB (densitas) dan NPHI dengan metode multiple regression yang dilakukan pada masingmasing fasies yang dihasilkan dari korelasi stratigrafi sikuen oleh peneliti terdahulu. Perhitungan porositas efektif dari data batuan inti bor yaitu Bekasap 36, Bekasap 83, Bekasap 85 dan Bekasap 100 digunakan sebagai data validasi (BATM USAKTI, 1999). Langkah pertama adalah melakukan perhitungan porositas dengan menggunakan log GRN, RHOB, dan NPHI. Kemudian porositas hasil perhitungan tersebut akan 36

6 dilakukan cross plot dengn porositas dari data batuan inti bor. Trial and errors dilakukan untuk mencari koefisien korelasi yang terbaik (nilai R 2 ) hubungan antara porositas hasil perhitungan dan hasil pengukuran dari data batuan inti bor. Dengan melakukan metode ini porositas hasil perhitungan dan porositas hasil pengukuran batuan inti bor menunjukkan korelasi koefisien yang sangat bagus dengan batuan inti Bekasap 83 dan Bekasap 100 (BATM USAKTI, 1999). Permeabilitas reservoir diturunkan dari log GR, RHOB, dan NPHI. Dengan cara yang sama, metode trial and error juga dilakukan untuk mencari koefisien korelasi yang terbaik antara permeabilitas hasil perhitungan dan hasil pengukuran dari batuan inti bor (BATM USAKTI, 1999). III.7 Pemetaan penyebaran properti Langkah selanjutnya adalah melakukan pemetaan penyebaran properti batuan setiap interval. Properti batuan dalam hal ini adalah nilai porositas dan permeabilitas yang dihasilkan dari perhitungan evaluasi formasi yang sudah ada. Pemetaan ini untuk mengetahui penyebaran kualitas batuan secara lateral untuk mengetahui asosiasi fasies apa saja yang mengontrol sebaran tersebut. Pemetaan dilakukan dengan metode simulasi 3 dimensi menggunakan perangkat lunak Gocad. Pemetaan menggunakan simulasi dipilih karena hasil pemetaan bisa memiliki realisasi lebih dari satu untuk masing-masing jenis properti batuan. Dalam hal ini peneliti melakukan sebanyak 2 realisasi untuk nilai porositas dan permeabilitas batuan. Pemetaan porositas ini diawali dengan membuat variogram untuk mengetahui orientasi sebaran data porositas dengan data input log porositas efektif (PHIE) untuk interval R-S dan S-T. Pemetaan simulasi nilai porositas dilakukan dengan metode Sequential Gaussian Simulation (SGS). Pada interval R-S nilai rata-rata porositas batuan memiliki rentang nilai % baik untuk realisasi 1 dan realisasi 2. Sebaran dari nilai porositas memiliki arah 37

7

8

9