Karakterisasi Batuan Gunungapi Berdasarkan Analisis Well Log, Core, dan FMI : Potensinya Sebagai Reservoir Hidrokarbon Pada Formasi Jatibarang, Cekungan Jawa Barat Utara Pernancio Agustaf 1, Ongki Ari Prayoga 2, Hilltrudis Gendoet Hartono 3 Program Studi Teknik Geologi, Sekolah Tinggi Teknologi Nasional Yogyakarta 1 pernancio.agustaf@yahoo.com Program Studi Teknik Geologi, Sekolah Tinggi Teknologi Nasional Yogyakarta 2 Sekolah Tinggi Teknologi Nasional Yogyakarta 3 Abstrak Indonesia merupakan salah satu negara yang masuk dalam rangkaian cincin gunungapi dunia sehingga menjadikan Indonesia sebagai salah satu negara yang memiliki beragam jenis batuan gunungapi baik yang berumur Tersier maupun Kuarter, akan tetapi studi mengenai karakterisasi batuan gunungapi menggunakan well log yang didukung dengan data core dan FMI (Formation Microimager) di Indonesia masih jarang dilakukan, sehingga studi mengenai karakterisasi pada batuan gunung api dirasa perlu, mengingat di Indonesia sendiri terdapat satu formasi yang telah proven sebagai reservoir yaitu Formasi Jatibarang. Penelitian ini bertujuan untuk mempelajari karakter batuan gunungapi menggunakan well log, core dan FMI sehingga nantinya bisa dilakukan determinasi litologi baik jenis batuan maupun petrofisika, dengan begitu dapat diketahui baik atau buruknya batuan gunungapi Formasi Jatibarang sebagai reservoir hidrokarbon. Studi kasus penelitian ada pada Formasi Jatibarang yang berumur Oligosen awal yang terdiri dari batuanbatuan gunung api berupa lava, breksi dan tuf serta memiliki ketebalan ± 1200 meter (Adnan, et al., 1991) yang terdapat pada Subcekungan Jatibarang. Data yang digunakan dalam penelitian adalah data well log, core dan FMI dari beberapa sumur yang didapatkan dari well logging dan coring yang berada pada Subcekungan Jatibarang. Dari hasil analisis didapatkan beberapa jenis litologi yaitu lava, tuf dan breksi. Hasil perhitungan petrofisika didapatkan semua jenis litologi yang ada memiliki nilai porositas dan permeabilitas yang sangat rendah, akan tetapi kehadiran fracture dalam batuan membuat nilai porositas dan permeabilitas menjadi tingi, sehingga fracture merupakan agen yang berperan besar dalam penentuan baik atau buruknya reservoir pada daerah penelitian. Kata Kunci: batuan gunungapi, formasi jatibarang, fracture, porositas dan permeabilitas, well log. Pendahuluan Indonesia memiliki banyak jenis batuan gunungapi mulai dari batuan yang memiliki komposisi basaltik sampai riolitik. Batuan-batuan gunungapi tersebut dapat berupa lava, abu gunungapi (tuff) maupun breksi guungapi. Batuan-batuan gunungapi ini tersebar hampir di seluruh Indonesia dan pulau jawa merupakan salah satu tempat di Indonesia dengan kandungan batuan gunungapi yang paling melimpah. Walaupun Indonesia memiliki batuan gunungapi yang melimpah khususnya pulau jawa, akan tetapi pengkarakterisasian menggunakan well log, core dan FMI terhadap batuan gunungapi ini sendiri masih sangat sedikit. Pada Cekungan Jawa Barat Utara, tepatnya Subcekungan Jatibarang terdapat satu interval reservoir hidrokarbon yang telah terbukti dan memiliki cadangan hingga mencapai 600 MBOE (Howes dan Suherman Tisnawijaya, 1995 dalam Lunt, 2007) dengan litologi berupa batuanbatuan gunungapi tepatnya ada pada Formasi Jatibarang. Formasi Jatibarang tersusun oleh endapan early synrift, terutama dijumpai pada bagian tengah dan timur Cekungan Jawa Barat Bagian Utara. Pada bagian barat cekungan ini (daerah Tambun Rengasdengklok) kenampakan formasi Jatibarang tidak banyak (sangat tipis) dijumpai (Gambar 1.). Pada bagian bawah formasi ini tersusun oleh tuff bersisipan lava (aliran), sedangkan bagian atas tersusun oleh batupasir. Ketebalan lapisan volkanik Jatibarang ini sekitar 1200 meter (Jatibarang field) dan menipis kearah barat (Adnan, et al., 1991). Batuan vulkanik Jatibarang diendapkan pada Eosen tengah yang merupakan produk dari aktivitas volkanik yang berasosiasi dengan endapan-endapan Synrift yaitu endapan fluvial/nonmarine (Gambar 2.) (Lunt, 2007). Secara umum hidrokarbon terdapat pada litologi berupa tuf terekahkan namun, bisa juga ditemukan pada lava yang juga terekahkan secara intensif. Formasi ini terletak secara tidakselaras di atas batuan dasar. 1
Dengan melihat kelimpahan batuan gunungapi yang ada di Indonesia, khususnya pulau jawa dan belum banyak dilakukan karakterisasi teradap batuan gunungapi, sehingga penelitian ini dilakukan untuk mengetahui karakter batuan gunungapi menggunakan data dan analisis yang terintegrasi menggunakan data well log, core dan FMI (Formation Microimager) sehingga bisa diketahui potensinya sebagai reservoir hidrokarbon studi kasus batuan gunungapi Formasi Jatibarang. 2. Data dan Metode Penelitian Data yang digunakan dalam penelitian adalah data well log, core dan FMI dari beberapa sumur yang ada pada Subcekungan Jatibarang milik PT. Pertamina EP Asset 3 Cirebon. Metode yang digunakan dalam determinasi litologi adalah metode crossplot log neutron dan log densitas serta log gamma ray yang kemudian di validasi dengan data core dan juga FMI (Formation Microimager). Dalam penentuan nilai petrofisika batuan digunakan beberapa metode. Perhitungan nilai volume shale batuan (Vsh) dilakukan secara linier menggunakan persamaan : Keterangan: Vsh = Volume shale Grlog = Nilai log GR pada zona target GRmax = Nilai log GR maksimum GRmin = Nilai log GR minimum Metode Bateman-Konen (1997) dalam Asquith dan Krygowski (2004) untuk mengetahui nilai porositas total batuan (øt) menggunakan nilai dari log densitas dan log neutron. Perhitungan porositas matriks batuan (øm) menggunakan nilai dari log sonik yang di normalisasi menggunakan porositas core, sehingga nilai porositas fracture (øf) adalah selisih dari porositas total batuan (øt) dengan porositas matriks batuan (øm). Untuk menghitung nilai permeabilitas, karena pada batuan gunungapi Formasi Jatibarang permeabilitas yang berkembang adalah permeabilitas fracture, maka metode yang digunakan adalah persamaan milik Nelson (2001) : Keterangan : : Permeabilitas rekahan e D : fracture aperture : fracture spacing Untuk mendapatkan nilai permeabilitas fracture dibutuhkan nilai fracture aperture dan fracture spacing. Nilai fracture spacing didapat menggunakan persamaan milik Luthi dan Souhaite (1990) : Keterangan : W : fracture aperture A : Tambahan nilai konduktivitas pada zona rekahan Rm : Tahanan jenis lumpur pemboran Rxo : Tahanan jenis zona terinvasi a, b dan c : konstanta nilai ketetapan pada alat pengukuran nilai fracture spacing didapat menggunakan persamaan Nelson (2001). Keterangan : : Porositas rekahan e : apertur rekahan D : Fracture spacing Metode Archie digunakan untuk mengetahui nilai saturasi air pada batuan dan dipilih karena pada metode ini batuan yang di analisa dianggap clean sand. 3. Hasil dan Pembahasan 3.1 Determinasi Litologi 3.1.1 Lava Andesit Pada daerah penelitian lava andesit ataupun basal sangatlah susah dibedakan berdasarkan data wireline log, maka dibutuhkan data-data tambahan yaitu berupa analisis inti batuan baik itu petrografi, SEM ataupun FMI. Lava andesit pada daerah penelitian memiliki ciri-ciri megaskopis berupa warna abu-abu cerah, tekstur porfiro afanitik, dengan struktur masif, komposisi utama mineral didominasi oleh mineral plagioklas yang menunjukan penjajaran dengan hadir pula biotit dan feldspar (Gambar 1A). Selain data deskripsi petrografi, determinasi litologi ini juga diperkuat dengan data FMI yang menampakan struktur batuan berupa struktur masif yang diinterpretasikan merupakan respon dari struktur lava andesit/basalt yang padat (tight) (Gambar 1B). Porositas visual yang teramati diperkirakan lubang vesikular dan rekahan mikro yang hadir dalam jumlah rendah. Proses diagenesa terdiri dari penggantian mineral gelas dan plagioklas oleh kuarsa, klorit dan smektit. Mineral-mineral tersebut juga dijumpai mengisi rekahan-rekahan mikro dan lubang vesikular (Gambar 1D). Berdasarkan hasil analisis tersebut diketahui lava 2
andesit/basalt memiliki nilai gamma ray rendah (30-60 GAPI), Log RhoB yang tinggi (2600-2750 K/M 3 ), Log NPHI (0,041-0,205 V/V) (Gambar 1E). 3.1.2 Tuf Gelas Pada daerah penelitian, tuf gelas memiliki ciri-ciri warna coklat kehijauan, tekstur piroklastika, berukuran butir 0,5-1 mm, kemas terbuka, terpilah buruk, tersusun oleh fragmen batuan dan mineral plagioklas dan sedikit piroksen dan biotit, serta matriks gelas berukuran sangat halus, sebagian telah terubah menjadi silika klorit dan mineral lempung (Gambar 2A). Pada FMI, interval yang teridentifikasi tersusun oleh tuf gelas terekahkan memperlihatkan adanya struktur perlapisan dengan nilai tahanan jenis yang rendah hingga sedang (Gambar 2C). Pada identifikasi menggunakan data SEM memperlihatkan percontoh batuan tuf gelas memiliki karakter batuan piroklastik teralterasi dengan komposisi utama fragmen gelas, kuarsa, plagioklas, felspar, klorit, ilit dan litik fragmen. Porositas visual rendah, terdiri dari porositas primer dan porositas sekunder hasil pelarutan mineral gelas dan butiran tidak stabil serta setempat porositas mikro yang terbentuk di antara mineral lempung klorit dan ilit. Jenis litologi tuf gelas terekahkan pada daerah penelitian merupakan fasies yang baik sebagai reservoir dimana pada jenis litologi ini memiliki porositas primer dan didukung oleh porositas serta permeabilitas fracture Gambar 2B). Berdasarkan integrasi dari beberapa data diketahui pada wireline log jenis litologi tuf gelas memiliki nilai gamma ray yang tinggi (150-300 GAPI), nilai log densitas 2250-2500 K/M3, dan log neutron 0,040-0,205 V/V (Gambar 2E). 3.1.3 Tuf Kristal Pada daerah penelitian tuf kristal memiliki ciri-ciri megaskopis batuan piroklastik, warna putih, tekstur piroklastik, kemas terbuka, terpilah sedang, ukuran butir 0,5-2 mm, tersusun oleh fragmen batuan, mineral plagioklas, piroksen dan matriks glass berukuran sangat halus, sebagian telah terubah menjadi silika dan mineral lempung (Gambar 3A). Pada FMI, interval yang teridentifikasi tersusun oleh tuf kristal memperlihatkan adanya struktur perlapisan dan laminasi dengan nilai tahanan jenis yang rendah hingga sedang (Gambar 3B). Pada identifikasi menggunakan data SEM, tuf kristal memperlihatkan perconto batuan piroklastik teralterasi dengan komposisi utama fragmen batuan, kuarsa, plagioklas, felspar, klorit, ilit dan gelas. Porositas visual sedang, terdiri dari porositas sekunder hasil pelarutan mineral gelas dan butiran tidak stabil dan porositas mikro yang terbentuk di antara mineral lempung klorit dan setempat ilit (Gambar 3D). Berdasarkan integrasi dari beberapa data diketahui pada wireline log jenis litologi tuf kristal memiliki nilai gamma ray yang tinggi (150-300 GAPI), nilai log densitas 2050-2450 K/M 3, dan log neutron 0,17-0,33 V/V (Gambar 3E). 3.1.4 Tuf Litik pada daerah penelitian tuf litik memiliki ciri-ciri megaskopis batuan piroklastik, warna putih kehijauan, tekstur piroklastika, fragmen menyudut hingga menyudut tanggung, kemas terbuka, terpilah buruk, ukuran butir 0,5-2 mm, tersusun oleh fragmen batuan, mineral plagioklas dan matriks gelas berukuran sangat halus, sebagian telah terubah menjadi silika dan mineral lempung (Gambar 4A). Berdasarkan analisis pada FMI, interval yang teridentifikasi tersusun oleh tuf litik memperlihatkan adanya struktur perlapisan dan laminasi serta masif (Gambar 4B). Pada identifikasi menggunakan data SEM, menunjukan perconto batuan piroklastik dengan alterasi intensif. Komposisi mineralogi terdiri dari fragmen batuan, gelas, plagioklas, felspar, kuarsa, kalsit, ilit dan klorit. Mineral fenokris umumnya telah mengalami pelarutan dan penggantian oleh mineral sekunder seperti lempung kuarsa, kalsit, ilit dan klorit. Porositas visual sedang, terdiri dari jenis porositas primer dan sekundere dari proses pelarutan mineral gelas dan butiran tidak stabil, porositas mikro yang terbentuk pada mineral lempung dan rekahan mikro (Gambar 4D). Berdasarkan integrasi dari beberapa data diketahui pada wireline log jenis litologi tuf litik memiliki nilai gamma ray yang sedang hingga tinggi (90-250 GAPI), nilai log densitas 2250-2500 K/M 3, dan log neutron 0,17-0,29 V/V (Gambar 4E). 3.1.5 Breksi Gunungapi Breksi didaearah penelitian memiliki ciri-ciri warna abu-abu gelap, tekstur klastika, fragmen berupa batuan andesit dan juga beberapa terdapat tepra gunungapi memiliki ukuran > 2 cm, dengan kemas terbuka, bentuk butir meyudut hingga menyudut tanggung, dan terpilah buruk dengan masa dasar berupa tuf dan material terigen (Gambar 5A). Analisis menggunakan FMI pada jenis litologi ini menunjukan struktur batuan masif dan juga terlihat adanya kenampakan zona-zona konduktif yang tersebar dan diinterpretasikan merupakan respon fragmen batuan pada image log (Gambar 5B). Berdasarkan integrasi dari beberapa data diketahui pada wireline log jenis litologi breksi memiliki range nilai yang panjang pada log gamma ray, densitas ataupun neutron. Pada log gamma ray jenis litologi breksi gunungapi memiliki nilai gamma ray yang rendah hingga sedang (20-120 GAPI), nilai log densitas 2230-2600 K/M 3, dan log neutron 0,021-0,29 V/V (Gambar 5E). 3.2 Analisis Petrofisika 3.2.1 Volume Serpih Perhitungan volume serpih dilakukan pada setiap zonasi fasies litologi pada masing-masing sumur. 3
Nilai volume serpih pada hasil penelitian berupa nilai maksimum, minimum dan nilai rata-rata. Pada Tabel 1, dapat dilihat bahwa nilai volume serpih pada masing-masing fasies litologi memiliki kisaran nilai 1,9% - 19% serta sebagian besar memiliki nilai volume serpih < 10%. Berdasarkan hasil dari perhitungan ini dapat disimpulkan bahwa pada masing-masing fasies memiliki potensi sebagai reservoir. Tabel hasil perhitungan volume serpih diatas merupakan hasil dari perhitungan volume serpih menggunakan metode perhitungan indeks gamma ray. 3.2.2 Porositas Porositas merupakan parameter penting dalam penilaian terhadap nilai keekonomisan suatu reservoir. Pada penelitian ini porositas yang dihitung dibagi menjadi tiga jenis yaitu porositas total, porositas matriks dan porositas rekahan. Porositas total sendiri dianggap merupakan representasi nilai porositas matriks dan porositas sekunder. Pada reservoir batuan vulkanik sendiri pada dasarnya memiliki nilai porositas matriks yang rendah dan tidak saling terhubung. Oleh sebab itu pada reservoir batuan vulkanik, porositas rekahan dianggap berperan penting dalam penentuan apakah lapisan batuan tersebut dapat menyimpan dan mengalirkan fluida atau tidak. Porositas rekahan dihitung sebagai rentang nilai antara nilai porositas total terhadap porositas matriks batuan. Hasil perhitungan porositas untuk masingmasing sumur seperti pada Tabel 1, menunjukan bahwa porositas matriks pada masing-masing fasies batuan memiliki nilai jangkauan porositas matriks berkisar 0,6 15,4% dengan nilai rata-rata porositas matriks adalah 5,9 %. Berdasarkan klasifikasi nilai ekonomis porositas batuan oleh Koesoemadinata (1980), porositas primer batuan pada daerah penelitian digolongkan sebagai porositas yang diabaikan hingga buruk. Namun jika dilihat secara lebih rinci, dapat diketahui bahwa fasies V1 (asosiasi tuf kristal, tuf litik, dan tuf gelas) merupakan fasies yang memiliki nilai porositas matriks paling tinggi pada daerah penelitian dengan nilai jangkauan porositas sekitar 3 15,4% (kategori buruk hingga cukup) dan nilai rata-rata porositas matriks batuan adalah 7,09 %. Fasies V3 (Asosiasi lava, dan breksi gunungapi) pada daerah penelitian memiliki nilai porositas matriks 2-5,7% dengan nilai rata-rata porositas matriks batuan adalah 4,3% masuk pada kategori porositas batuan yang diabaikan. Sedangkan fasies V4 (Lava dan aglomerat) merupakan fasies yang memiliki nilai porositas matriks paling rendah pada daerah penelitian yaitu 0,6% (Diabaikan) atau dapat disebut sebagai tight reservoir. Nilai porositas rekahan pada daerah penelitian memiliki rentang nilai porositas sekitar 4 10% dengan nilai rata-rata porositas rekahan adalah 6,9 % dan yang memiliki nilai porositas rekahan paling besar ada pada fasies V1. Fasies V1 merupakan fasies yang memiliki nilai porositas paling baik pada daerah penelitian yaitu sekitar 13,5% dengan asumsi bahwa porositas rekahan pada fasies ini menambah nilai porositas serta media permeabilitas batuan. Sedangkan fasies V2, V3, dan V4 secara berturut-urut memiliki nilai porositas total 12 %, 11 % dan 7 %.Sehingga Pada penelitian ini porositas rekahan dianggap sebagai media yang berfungsi sebagai tempat menyimpan fluida serta mengalirkan fluida. 3.2.3 Saturasi Air Saturasi air menunjukan volume air yang terkandung di dalam reservoir. Saturasi air efektif merupakan perbandingan antara porositas efektif terhadap volume free water. Perhitungan saturasi air efektif ini akan menentukan nilai keekonomisan dari suatu reservoir untuk dieksploitasi. Semakin besar nilai saturasi air efektif ini maka nilai keekonomisan reservoir akan semakin kecil. Dari perhitungan saturasi air efektif pada reservoir vulkanik yang ada pada Tabel 2, diketahui saturasi efektif pada reservoir vulkanik memiliki kisaran nilai yaitu 15-45,2% dengan nilai rata-rata 28,17% maka reservoir pada daerah penelitian dapat dikategorikan sebagai ekonomis untuk ditindaklanjuti pada proses pengeboran. 3.2.4 Permeabilitas Rekahan Permeabilitas merupakan suatu fungsi tingkat kemudahan fluida pada viskositas tertentu untuk mengalir melalui pori-pori batuan pada suatu gradien tekanan dan suhu tertentu. Berdasarkan hasil uji laboratorium oleh Core Laboratory Inc, Petroleum engineering DALAS, TEXAS pada sumur Java-113 interval perforasi, batuan vulkanik yang teridentifikasi sebagai reservoir memiliki permeabilitas matriks yaitu 0,0029 0,075 md. Berdasarkan klasifikasi North (1985) masuk pada golongan buruk atau tidak dapat mengalirkan fluida. Sehingga pada penelitian kali ini peneliti berasumsi bahwa agen atau media permeabilitas pada reservoir vulkanik lebih dipengaruhi oleh rekahan (fracture). Berdasarkan perhitungan permeabilitas rekahan yang ada pada Tabel 2, diketahui nilai permeabilitas rekahan pada daerah penelitian adalah 0,009 236 md dengan nilai rata-rata permeabilitas rekahan adalah 30,8 md. Berdasarkan klasifikasi North (1985) permeabilitas daerah penelitian digolongkan sebagai permeabilitas yang cukup baik. Pada daerah penelitian, fasies V1 merupakan fasies yang memiliki nilai permeabilitas batuan paling tinggi, yaitu sekitar 9-236 md. Sehingga fasies V1 merupakan target interval utama yang menjadi prioritas sebagai reservoir untuk diekploitasi. Sedangkan nilai permeabilitas rekahan paling rendah yaitu pada fasies V4 yang memiliki nilai permeabilitas rekahan 0,004 md. 4
3.2.5 Pay Summary Proses akhir dari analisis petrofisik adalah membuat rangkuman hasil dari perhitungan karakteristik reservoir (paysummary). Tujuan utama dilakukannya proses ini adalah untuk mengetahui nilai keekonomisan reservoir serta penentuan proses lanjutan terhadap zona reservoir. Nilai keekonomisan dari reservoir ditinjau dari ketebalan reservoir tersebut baik itu net reservoir ataupun net pay. Hasil dari ikhtisar properti reservoir pada masing-masing sumur disajikan pada Tabel 3. Berdasarkan tabel pay summary disimpulkan bahwa nilai net pay dan net reservoir pada daerah penelitian memiliki perbedaan nilai yang cukup signifikan, hal ini diinterpretasikan dikontrol oleh penyebaran rekahan yang berbeda pada masingmasing sumur. Sehingga identifikasi rekahan secara rinci dibutuhkan untuk mengetahui potensi pada reservoir vulkanik Jatibarang. 4. Kesimpulan Setelah dilakukan serangkaian penelitian maka didapatkan beberapa kesimpulan, antara lain : 1. Berdasarkan analisis melalui metode plot silang log neutron dan densitas pada wireline log yang dikalibrasi oleh data core dan juga FMI, maka pada daerah penelitian tersusun oleh jenis litologi batuan vulkanik yaitu tuf litik, tuf gelas, tuf kristal, breksi, serta lava yang kemudian dikelompokan kembali menjadi 4 asosiasi litofasies yaitu V1 (asosiasi tuf), V2 (asosiasi breksi dan tuf), V3 (asosiasi breksi dan lava) dan juga V4 (fasies lava). 2. Berdasarkan crossplot log neutron dan log density serta log GR, diketahui : Lava andesit/basalt memiliki nilai gamma ray rendah (30-60 GAPI), Log RhoB yang tinggi (2600-2750 K/M 3 ), Log NPHI (0,041-0,205 V/V) tuf gelas memiliki nilai gamma ray yang tinggi (150-300 GAPI), nilai log densitas 2250-2500 K/M3, dan log neutron 0,040-0,205 V/V litologi tuf kristal memiliki nilai gamma ray yang tinggi (150-300 GAPI), nilai log densitas 2050-2450 K/M 3, dan log neutron 0,17-0,33 V/V tuf litik memiliki nilai gamma ray yang sedang hingga tinggi (90-250 GAPI), nilai log densitas 2250-2500 K/M 3, dan log neutron 0,17-0,29 V/V breksi gunungapi memiliki nilai gamma ray yang rendah hingga sedang (20-120 GAPI), nilai log densitas 2230-2600 K/M 3, dan log neutron 0,021-0,29 V/V 3. Hasil analisis petrofisika secara kuantitatif pada daerah penelitian difokuskan pada karakterisasi properti reservoir diantaranya volume serpih, porositas matriks dan porositas rekahan, saturasi air, apertur rekahan, spasi antar rekahan serta permeabilitas rekahan dengan rangkuman dari masing-masing perhitungan pada Tabel 5. Berdasarkan hasil perhitungan petrofisika reservoir pada Tabel 5 didapatkan hasil bahwa pada Lapangan Java sebagian besar zona potensi hidrokarbon terdapat pada fasies V1 Formasi Jatibarang. 4. Dengan melihat nilai parameter petrofisika dan ketebalan reservoir dari Lapangan Java, maka dapat disimpulkan bahwa kualitas reservoir pada Lapangan Java sangat bergantung dari rekahan yang hadir pada area tersebut sehingga penyebaran reservoir pada daerah penelitian tidak semata-mata mengikuti perlapisan fasies batuan vulkanik yang ada. Ucapan Terima Kasih Ucapan terima kasih kami ucapkan kepada segenap management PT. Pertamina Asset 3 yang telah bersedia meluangkan waktunya untuk berdiskusi, memberikan saran serta bimbingan dan juga telah bersedia memberikan izin pemakaian data sehingga tulisan ini dapat diselesaikan dan berjalan dengan lancar. Daftar Pustaka Adnan, A., Sukowitono, dan Supriyanto, 1991. Jatibarang sub basin A half graben model in the onshore of Northwest Java, Proceedings of the Indonesian Petroleum Association 20th Annual Convention. Asquith G., and Krygowsky, D., 2004. Basic Well Log Analisys, American Association of Petroleum Geologist, Tulsa, Oklahoma. Bateman, R.M., Konen, C.E., 1977, The log Analyst and The Programmable Pocket Calculator: Log Analyst (September-October), v. 18, no. 5, p. 3-10. Harsono, A. 1997. Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log, Schlumberger Oilfield Services, Jakarta, Indonesia. Lunt, P., 2007, The Sedimentary Geology of Java, In Press. Luthi, S.M., and Souhaite, P., 1990, Fracture Apertures From Electrical Borehole Scans: Geophysics, v. 55/7, p. 821-833. Nelson, R.A., 2001, Geologic Analysis of Naturally Fractured Reservoirs, Gulf Professional Publishing, Houston, Texas. Patmosukismo, S., dan Yahya, I., 1974. The basement configuration of the North West Java Area. Proceedings of the Indonesian Petroleum Association 3rd Annual Convention. Rider, M., 2000. The Geologycal Interpretation of Well Logs, Rider-French Consulting Ltd., Sutherland, Scotland. 5
Gambar 1. Penampang Barat-Timur Cekungan Jawa Barat Utara Gambar 2. Stratigrafi Cekungan Jawa Barat Utara (Lunt, 2007) 6
7
8
Tabel 1. Hasil Perhitungan Volume Shale (kiri) dan Hasil Perhitungan Porositas (kanan) Tabel 2. Hasil Perhitungan Saturasi Air (kiri) dan Hasil Perhitungan Permeabilitas rekahan (kanan) 9
Tabel 3 : Pay Summary Masing-masing Sumur pada Lapangan Java 10