EVALUASI FORMASI UNTUK MENGETAHUI POTENSI HIDROKARBON DARI SUMUR BADUT-1 DAN SUMUR ARWANA-1 PALUNG AMAN UTARA, CEKUNGAN SUMATRA TENGAH

MELANIA SETA DHESTI W, Sudarmaji, S.Si., M.Si

2014 | Skripsi | GEOFISIKA

Cekungan Sumatra Tengah merupakan cekungan dengan cadangan minyak bumi yang sedang dieksploitasi oleh PT. Chevron Pacifik indonesia (CPI). Eksplorasi juga sedang dilakukan terhadap Formasi Lower Red Bed dari Kelompok Pematang, Palung Aman Utara, Cekungan Sumatra Tengah. Evaluasi formasi diterapkan pada sumur Badut-1 di Lapangan Badut dan Arwana-1 di Lapangan Arwana untuk memahami potensi hidrokarbon di Formasi Lower Red Bed. Hasil evaluasi formasi, meliputi perhitungan volume serpih, porositas, dan kejenuhan air, digunakan untuk melihat persebaran porositas dan kejenuhan air di formasi, menentukan zona-zona reservoar hidrokarbon, dan litokorelasi kedua sumur sehingga kemenerusan kedua sumur dapat diamati. Porositas dihitung dari porositas sonik dan densitas untuk sumur Badut-1, dan porositas sonik untuk sumur Arwana-1. Kejenuhan air dihitung dengan persamaan Modified Simandoux.Untuk membantu analisa reservoar, Formasi Lower Red Bed di sumur Badut-1 dibagi menjadi zona A, B, dan C, sementara sumur Arwana-1 dibagi menjadi zona I, II, III, dan IV. Hasil penelitian menunjukkan adanya potensi-potensi hidrokarbon yang tersebar di Formasi Lower Red Bed sumur Badut-1 dan Arwana-1, terutama pada zona A dan zona II. Zona A memiliki lapisan-lapisan pasir bersih dengan kejenuhan air rendah. Zona II memiliki lapisan reservoar pasir-serpihan dengan ketebalan nilai kejenuhan air bervariasi. Net pay to gross ratio untuk sumur Badut-1 sebesar 0.268 dan untuk sumur Arwana-1 sebesar 0.094. Hasil litokorelasi juga menunjukkan adanya kemenerusan di antara kedua sumur.

Central Sumatra Basin is an oil reserve basin which is currently exploited by PT. Chevron Pacific Indonesia (CPI). Exploration is still ongoing in Lower Red Bed Formation of Pematang Group, North Aman Trough, Central Sumatra Basin, conducted. Formation evaluation is applied to Badut-1 well of Badut Field and Arwana-1 well in Arwana Field to determine hydrocarbon potential of Lower Red Bed Formation. The outcomes of formation evaluation, including shale volume, porosity, and water saturation, are used to observe porosity and water saturation distribution in the formation, to determine hydrocarbon reservoir zones, and to lithocorrelate both wells thus the continuity can be observed. Porosity is calculated from porosity sonic and porosity density for Badut-1 well, and porosity sonic only for Arwana-1 well. Water saturation is calculated by Modified Simandoux equation. In order to simplify the reservoir analysis, Lower Red Bed Formation of Badut-1 well is divided into zone A, B, and C, and Arwana-1 well is divided into zone I, II, III, and IV. Observation results indicate hydrocarbon potential scattered in Lower Red Bed Formation of Badut-1 well and Arwana-1 well, especially in zone A and zone II. Zone A consists of clean sands with low water saturation. Zone II consists of shaly-sand reservoars with various thickness and water saturation value. Net pay to gross ratio for Badut-1 well is 0.268 and for Arwana-1 well is 0.094. Lithocorrelation also indicates the continuity between two wells.

Kata Kunci : evaluasi formasi,volume serpih, porositas, kejenuhan air