Studi Evaluasi Data Logging Dan Sifat

Laporan Akhir Analisa Sumur Bor

1

Studi Evaluasi Data Logging Dan Sifat Petrofisika
Untuk Menentukan Zona Hidrokarbon Pada Sumur
Walakpa-1, Lapangan Alaska
Asdi Prasetyo, Sungkono
Jurusan Fisika, Fakultas MIPA, Institut
Teknologi Sepuluh Nopember
Jl. Arief Rahman Hakim, Surabaya 60111
E-mail: asdimedes@gmail.com
Abstrak—Penelitian
untuk
menganalisa
parameter petrofisika zona reservoir pada sumur
Walakpa 1 lapangan Alaska dilakukan sebagai upaya
pencarian cadangan hidrokarbon. Dalam penelitian ini
dilakukan analisa terhadap data log untuk menentukan
permeabilitas batuan, menentukan zona reservoir,
menghitung porositas efektif formasi, serta menghitung

saturasi air sebagai informasi nilai optimis kandungan
hidrokarbon didalam lapisan reservoir. Penentuan zona
reservoir didasarkan pada kecocokan hasil analisa
permeabilitas batuan dengan zona cross over yang
ditunjukkan oleh log neutron dan log densitas.
Perhitungan porositas efektif dilakukan untuk
mengetahui seberapa besar pori-pori batuan penyusun
reservoir serta digunakan dalam menentukan
kandungan fluida dari perhitungan saturasi air. Dari
analisa yang telah dilakukan, didapatkan lapisan
reservoir berada pada kedalaman 157.5-158.5 feet. Nilai
rata-rata porositas efektif lapisan
sebesar 0.1288.
Saturasi air lapisan reservoir didapatkan nilai
persebarannya berada pada rentang 0.4-0.8 dan rataratanya sebesar 0.594768 atau sebesar 59.4768 %. Hal
ini menunjukkan hasil optimis hidokarbon karena
saturasi airnya lebih besar dari 50% yang artinya
saturasi hidrokarbon sebesar atau 40.5232 % didalam
fromasi tersebut.
Kata Kunci— Posositas Efektif, Saturasi air, Well log.

I. PENDAHULUAN
Indonesia sebagai negara dengan jumlah penduduk
lebih dari dua ratus juta jiwa memiliki kebutuhan yang
sangat besar terhadap energi untuk membantu menjalankan
kehidupannya. Bentuk energi yang umum digunakan saat ini
berasal dari bahan-bahan hidrokarbon yang didapatkan dari
eksploitasi bawah permukaan bumi. Namun seiring dengan
bertambahnya kebutuhan tersebut, cadangan hidrokarbon di
Indonesia semakin menipis yang menyebabkan produksi
hidrokarbon juga semakin berkurang. Salah satu produk
hasil olahan hidrokarbon yang sangat dibutuhkan adalah
minyak bumi. Menurut data Kementerian Energi dan
Sumber Daya Mineral (ESDM) pada tahun 2011, cadangan
minyak bumi Indonesia secara total mencapai 7,73227
miliar barel, namun hanya sekitar 4,03957 miliar barel yang
sudah terbukti. Menurut Statistical Review of World Energy
2013, cadangan minyak Indonesia akan habis pada tahun
2024 jika tidak ada tambahan cadangan minyak terbukti.

Untuk mencari cadangan minyak yang cukup besar di

Indonesia , maka perlu dilakukan eksplorasi secara besarbesaran serta menyiapkan sumberdaya manusia yang
berkompeten dalam hal eksplorasi. Eksplorasi mempunyai
peran penting dalam produksi minyak bumi. Salah satu cara
eksplorasi minyak bumi adalah menggunakan ilmu geofisika
yang mempelajari struktur bawah permukaan dengan
menggunakan pendekatan-pendekatan fisika. Salah satu
metode eksplorasi minyak bumi adalah analisa data sumur
bor (Well-Log). Analisa Well-Log merupakan metode
pencarian reservoir yang menggunakan suatu data grafik
kedalaman (terkadang waktu) yang menggambarkan
parameter-parameter fisika hasil pengukuran didalam
sebuah sumur pengeboran.
Dalam menentukan zona rervoar perlu diperhatikan
beberapa parameter petrofisika batuan seperti permeabilitas,
porositas, dan saturasi air. Untuk mencari ketiganya
memerlukan beberapa tahap analisa data Well-Log.
Penentuan zona permeable batuan pada sebuah formasi
dapat dilakukan dengan melihat parameter-parameter
pengukuran data log dan informasi geologi daerah setempat.
Nilai porositas juga dapat dilihat dari data log porositas pada

data log, namun untuk mencari besar porositas efektif dari
sebuah lapisan reservoir perlu dilakukan perhitungan dan
koreksi. Sedangkan untuk menentukan saturasi air (Sw) pada
sebuah formasi memerlukan perhitungan lebih lanjut dari
data-data log yang telah ada dan parameter-parameter
petrofisika yang mendukung. Perhitungan saturasi air juga
mengalami perkembangan dan modivikasi dari perumusan
dasarnya dikarenakan untuk beberapa kasus formasi batuan
tertentu, Perhitungan saturasi air membutuhkan parameter
dan formula yang berbeda. Persamaan yang biasa dikenal
dalam perhitungan saturasi air adalah persamaan Archie,
persamaan Simandoux, persamaan Indonesia, dan persamaan
Rasio-Resistivitas.
Penentuan saturasi air menjadi sangat penting dalam
analisa sebuah formasi yang diduga reservoir. Hal ini
dikarenakan terakumulasinya minyak dan gas bumi dalam
sebuah reservoir selalu diiringi dengan banyakya jumlah air
didalam batuan tersebut. Hal ini akan berguna untuk
mengetahui seberapa besar potensi hidrokarbon tersebut
dapat diproduksi.

Berdasarkan latar belakan diatas, maka perlu
dilakukan penelitian sebagai pembelajaran untuk
menentukan zona permeable, menentukan porositas efektif
dari sebuah lapisan reservoir, menghitung saturasi air dalam
lapisan reservoir tersebut, serta mengetahui potensi
hidrokarbon yang terkandung dalam reservoir. Hal ini guna
menunjang pembelajaran mahasiswa dalam melakukan
analisa yang tepat dari sebuah data log sumur pengeboran.
II. GEOLOGI REGIONAL
Data log sumur yang digunakan dalam penelitian ini
menggunakan sumur Walakpa 1 pada daerah penelitian

Laporan Akhir Analisa Sumur Bor

2

NPRA (National Petroleum Reserve Alaska). Daerah ini
berada pada daerah barat Alaska bagian utara (North Slope
Alaska). Area penelitian ini mencakup luasan wilayah
sebesar 93.240 km2 seperti yang ditunjukkan pada gambar 1.

Tabel 1. Data lapisan stratigrafi penyusun daerah pengeboran
sumur Walakpa 1

III. METODE
Gambar 1. Peta letak daerah penelitian National Petroleum
Reserve Alaska
Sumur Walakpa nomor 1 terletak pada jarak 15 mil
sebelah selatan Barrow, Alaska. Posisi sumur Walakpa 1
ditunjukkan pada gambar 2. Sumur ini tergolong cukup tua
karena berdasarkan data geological report sumur tersebut,
proses pengeboran mulai dilakukan pada tanggal 25
Desember 1979. Setelah pengeboran selesai pada tanggal 23
Januari 1980, kedalaman total yang diperoleh dari sumur ini
adalah 3.666 feet.

Pengolahan data Well log pada penelitian ini
menggunakan software Ms. Excel, Interactive Petrophysics
3.5, dan Matlab. Data yang digunakan data WALAKPA 1
denga format file *.LAS yang dapat diakses dari alamat

www.energy.cr.usgs.gov. Dari data tersebut akan dilakukan
analisa parameter petrofisika untuk menentukan lapisan
reservoir dan prospeknya untuk eksploitasi minyak dan gas
bumi. Beberapa tahapan diantaranya adalah identifikasi awal
lapisan reservoir dengan menentukan zona permeable dan
tidak permeable serta analisa zona cross over pada data log
porositas. Selanjutnya dilakukan perhitungan porositas
efektif dan perhitungan saturasi air dari lapisan reservoir
yang telah ditentukan. Persamaan untuk menentukan
saturasi air yang digunakan dalam penelitian ini
menggunakan persamaan Archie.
3.1 Identifikasi Awal Lapisan Reservoir
Sebagai identifikasi awal dalam penelitian ini,
dilakukan dua tahap yaitu menentukan zona permeable dan
tidak permeable kemudian melakukan analisa zona cross
over pada data log porositas. Dari dua identifikasi tersebut
aka didapatkan lapisan yang diduga sebagai reservoir yang
digunakan untuk menentukan parameter petrofisika
selanjutnya.

Gamba 2. Peta index area penelitian di NPRA. Gambar lingkaran
nomor 3 menunjukkan posisi sumur Walakpa 1

Formasi penyusun daerah pengeboran Walakpa 1 dari
data stratigrafi yang ada menunjukkan formasinya terdiri
dari Torok Formation, Pebble Shale (Walakpa Sandstone),
Kingak Formation, Sag River Sandstone, Shublik
Formation.

3.1.1 Penentuan zona permeabel dan tidak permeabel
Pada tahapan ini digunakan data log Gamma Ray, log
Caliper, log SP, dan log Bitsize. Untuk interpretasi kualitatif
lapisan permeable maupun tidak permeable, dapat dilakukan
dengan meencocokkan keempat data log tersebut terhadap
sifatnya masing-masing yang memberikan penafsiran
terhadap permeabilitas batuan.
Sedangkan untuk interpretasi kuantitatif penentuan
zona permeable dan tidak permeable dilakukan perhitungan
Volume Shale yang menggunakan log GR dan log SP. Dari
data litologi suatu lapangan dapat dihitung berapa volume

shale yang ada pada formasi tersebut. Pada penentuan
Vshale menggunakan data CGR, karena pada lapangan
karbonat kandungan Uranium sangat tinggi maka untuk
pemilihan data gamma ray lebih baik menggunakan data
CGR. Data CGR sudah dikoreksi dengan kandungan
Uranium. Hasil perhitungan Volume Shale (Vsh) digunakan
untuk menghitung porositas efektif. Perhitungan Vshale oleh
log gamma ray diberikan oleh persamaan:

Laporan Akhir Analisa Sumur Bor

V shale =

3

GR log −GR min
………………………….
GR max −GR min
……..(2.1)

Selain menggunakan log gamma ray bisa juga dilakuka
perhitungan menggunakan log SP sebagai berikut:

V sh SP=1−

SPlog
……………………………………..
SSP

(2.2)
Dengan:
GRlog :pembacaan gamma ray pada tiap interval
kedalaman
GRmin : pembacaan gamma ray pada lapisan non shale
GRmax : pembacaan gamma ray pada lapisan shale
SP log : pembacaan kurva SP pada formasi yang dimaksud
SSP
: harga pembacaan pada kurva SP maksimal
3.1.2 Identifikasi Zona Cross Over
Setelah dilakuka interpretasi kualitatif dan kuantitatif

dari lapisan permeable dan tidak permeable. Maka hasil
tersebut digunakan sebagai acuan untuk tahap selanjutnya
dalam mengidentifikasi lapisan reservoir.
Pada tahap ini dilakukan identifikasi zona cross over
dari data log densitas dan log neutron. Tampilan log densitas
dari kiri ke kanan satuannya semakin besar. Sedangkan log
neutron dari kiri ke kanan satuan porositasnya semakin
kecil. Log densitas akan cenderung defleksi ke kiri dan log
neutron cenderung defleksi ke kanan. Sedangkan untuk
lapisan yang mengandung air, kurva kedua log tersebut akan
membentuk separasi positif.
Dari interpretasi dari zona cross over, selanjutnya
dilakukan pencocokan dengan hasil identifikasi zona
permeable dan tidak permeable. Hal ini dilakukan agar
penentuan lapisan reservoir lebih akurat.

Keterangan :

❑n
❑D

: Porositas Neutron
: Porositas Densitas
Besar porositas densitas batuan dapat dihitung sebagai
berikut:

❑D =

………………………………….(2.5)
Keterangan:

❑matriks
❑bulk
❑fluida

………(2.3)
Keterangan

❑tot : porositas total batuan
V s h ale
: Volume Shale
❑s h ale
: Porositas rata-rata lapisan shale

pada sumur
Untuk menghitung tiga parameter tersebut akan dijelaskan
sebagai berikut:
a)

Menghitung porositas total batuan dapat menggunakan
persamaan :

√

❑n2−❑D 2 …………………….…..…………
❑tot =
2
(2.4)

: densitas matriks (digunakan
pada sands = 2.65 g/cc)
: densitas pengukuran
: densitas fluida (digunakan
untuk air = 1 g/cc)

b) menghitung V shale dapat dilakukan dengan
menggunakan persamaan 2.1 menggunakan data log
gamma ray.
c)

menghitung porositas shale dapat dilakukan melalui
tahap-tahap berikut:


Dengan menggunakan software IP 3.5, dilakukan
analisa lapisan yang mengandung shale dengan
melihat defleksi log GR dan log SP. Dari analisa
yang dilakukan didapatkan kedalaman lapisan
shale berada pada kedalaman 1700-1730 feet.



Pindahkan data log WALAKPA 1 pada kedalaman
1700-1730 feet kedalam Ms. Excel untuk
dilakukan perhitungan porositas shale.
Sebelum meghitung porositas shale, perlu
ditentukan terlebih dahulu porositas densitas (
❑D ¿
pada lapisan shale ini dengan
menggunakan persamaan 2.4.
Dengan menggunakan hasil perhitungan porositas
densitas, maka selanjutnya menghitung porositas
total ( ❑tot ) pada lapisan shale dengan
menggunakan persamaan 2.3.
Porositas shale ( ❑s h ale ¿
didapatkan dari



3.2 Menghitung Porositas Effektif
Setelah didapatkan lapisan reservoir maka
selanjutnya adalah menghitung porositas efektif batuan (
❑eff ) yang dapat ditentukan menggunakan persamaan
berikut:
❑eff = ❑tot −(V s h ale .❑ s h ale) ………………….

❑matriks −❑bulk
❑matriks−❑fluida





rata-rata porositas total ( ❑tot ¿ pada lapisan
shale.
Setelah didapatkan nilai porositas total ( ❑tot ), volume
shale (Vshale), dan porositas shale ( ❑s h ale ¿ maka
sudah dapat dihitung porositas efektif ( ❑eff ¿
dari
formasi reservoir.
3.3 Menghitung Saturasi Air Pengisi Lapisan Hidrokarbon
Perhitungan saturasi air pada penelitian
menggunakan persamaan Archie sebagai berikut:

ini

Laporan Akhir Analisa Sumur Bor

√

4

Rw
a
………………………………………
S w=
×
m
Rt
ϕ
n



#misal: nilai Rt regresi = 0.01 sampai 1000 dan

.(2.6)

merupakan hasil dari persamaan diatas. Untuk

Keterangan:

plotingnya, nilai

Sw
a
m
n

: Saturasi air pada zona tak terinvasi
: Faktor tortuositas
: Eksponen sementasi
: Eksponen saturasi (1.8 – 2.5, umum
digunakan 2)
: Porositas
: Resistivitas air formasi
: Resistivitas formasi yang sebenarnya

Φ
Rw
Rt

Faktor tortuosity pada praktikum ini digunakan
sebesar 0.81, sedangkan nilai sementasi (m) dan eksponen
saturasi (n) yang digunakan masing-masing adalah 2.
Resistivitas formasi sebenarnya dapat dilihat dari log
resistivitas (ILD). Porositas
Namun untuk menghitung nilai saturasi air formasi
masih belum dapat dilakukan karena belum mengetahui
besar resistivitas air formasi (Rw).
Untuk menentukan resistivitas air formasi, terdapat
beberapa metode namun dalam praktikum inidigunakan
metode picket plot. Dimana metode ini dilakukan dengan
membuat crossplot antara data Rt dan porositas efektif (
❑eff ¿ . Persamaan regresi untuk clean sand diberikan
oleh:
Log () = -

1
log ( R t ) −n log ( Sw ) + log ( a . R w ) …..(2.7)
m
Dari persamaan regresi linier tersebut maka perlu
dicari nilai Rw, karena harga intercept merupakan log (a .
Rw) ketika saturasi airnya 100%. Dan slopenya merupakan

−1
. untuk menentukan nilai Rw
Eksponen sementasi
formasi dapat dijelaskan melalui langkah-langkah sebagai
berikut:


Menentukan Rw berdasarkan persamaan berikut ini:

Rw =

Rt . ϕ
a

m

……………………………………

.(2.8)
Dikarenakan jumlah Rw harus 1, maka Rt pada zona
reservoir dan porositas efektifnya harus dirata-rata
terlebih dahulu.


Memasukkan parameter-parameter pada persamaan
regresi 2.6.



Ploting garis regresi dari persamaan diatas.

Ploting Rt pada sumbu x dan porositas pada sumbu y
pada kertas log.

di invers log-kan terlebih

dahulu.


Nilai Rt pada saat

=1 merupakan Rw.

IV. HASIL DAN PEMBAHASAN
4.1 Identifikasi Zona Reseroir
Identifikasi lapisan reservoir yang pertama adalah
menentukan zona permeable dan tidak permeable. Analisa
ini dilakukan untuk mengetahui lapisa mana yang memiliki
permeabilitas tinggi. Hal ini dikarena reservoir adalah zona
yang dimana hidokarbon menempati ruang didalam formasi
batuan serta terdapat ruang untuk mengalir. Maka jika
sebuah formasi memiliki permeabilitas yang tinggi,
kemungkinan terisinya zat lain selain batuan seperti fluida,
gas, dan minyak akan semakin besar.
Interpretasi lapisan permeable dilakukan dengan
analisa log GR, log Caliper, log Bitsize, serta log SP.
Pembacaan log gamma ray jika semakin kecil kurvanya
maka menunjukkan lapisan semain bersifat permeable.
Sebaliknya jika log GR menunjukkan kurva yang tinggi
maka semakin tidak permeable. Pada banyak kasus, kita
belum bisa menyatakan sebuah lapisan bersifat permeable
atau impermeable hanya berdasarkan data log GR. Sehingga
dilakukan analisa data log lain yakni log SP sebagai
penunjang interpretasi dari log GR. Pada log SP terdapat
pola kemenerusan pada kurva, dan ini dibuat sebuah garis
yang dinamakan shale base line. Dimana garis ini
merupakan acuan untuk menginterpretasikan permeabilitias
batuan berdasarkan data log SP, jika kurva log SP
menunjukkan defleksi maka menunjukkan lapisan tersebut
bersifat permeable. Semakin tinggi defleksinya maka
semakin besar pula permeabilitas batuan. Kemudian
dilakukan analisa tervadap kurva log Caliper yang
dikorelasikan dengan data log Bistsize. Log bitsize
menunjukkan besar kesilnya sumur pengeboran. Ketika
garis log bitsize mengalami pembelokan disebuah titik,
maka pada titik tersebut lubang pada sumur mengalami
perubahan bentuk semakin mengecil. Sedangkan log
Caliper, menunjukkan adanya runtuhan ataupun adanya
mud cake pada sebuah lapisan. Volume shale yang telah
dihitung menggunakan data log GR dan log SP akan
membantu interpretasi kuantitatif lapisan permeable dan
impermeable. Hasil interpretasi lapisan permeable dan
impermeable seperti ditunjukkan pada gambar 3. Daerah
yang dilingkari warna merah merupakan zona permeable
yang diidentifikasi sebagai reservoir yang akan dicocokkan
dengan zona cross over log porositas.
Identifikasi yang kedua untuk menentukan lapisan
reservoir adalah dengan melakukan analisa log porositas
yang terdiri dari log neutron dan log densitas. Tampilan log
densitas dari kiri ke kanan satuannya semakin besar.
Sedangkan
log neutron dari kiri ke kanan satuan
porositasnya semakin kecil. Log densitas akan cenderung
defleksi ke kiri dan log neutron cenderung defleksi ke

Laporan Akhir Analisa Sumur Bor

5

kanan. Sedangkan untuk lapisan yang mengandung air,
kurva kedua log tersebut akan membentuk separasi positif.
Jika antara kurva log densitas dan log neutron terjadi
penyilangan (cross over) maka daerah inilah yang
diidentifikasi sebagai reservoir. Setelah ditampilkan data log
neutron dan log densitas, dicari zona cross over apakah
cocok dengan hasil interpretasi lapisan permeable dan
impermeable.
Setelah dilakukan analisa,
didapatkan lapisan
reservoir pada kedalaman 157.5-158.5 feet. Hal ketika
dilakukan perbandingan dari analisa zona cross over
terhadap interpretasi lapisan permeable dan impermeable
ternyata terdapat kecocokan. Zona cross over pada log
porositas ditunjukkan oleh gambar 4.

Untuk menentukan porositas total batuan sebelumnya
dicari terlebih dahulu porositas densitas menggunakan
persamaan 2.5 dimana ❑matriks yang digunakan untuk
kasus ini menggunakan densitas pada pasir yaitu sebesar
2,65 g/cc. ❑bulk dapat dilihat langsung dari data log
densitas (RHOB) pada data WALAKPA 1. Sedangkan nilai
❑fluida menggunakan densitas air yakni sebesar 1 g/cc.
Sehingga dari perhitungan yang dilakukan didapatkan ratarata persebaran nilai porositas densitas pada lapisan
reservoir sebesar 0.170039. Dari hasil perhitungan porositas
densitas diatas, maka dapat digunakan untuk menghitung
porositas total dengan menggunakan nilai pada log neutron.
Setelah dilakukan perhitungan didapatkan persebaran nilai
porositas total dengan rata-rata 0.175628.
Kemudian untuk menghitung porositas shale,
ditentukan terlebih dahulu lapisan pada sumur WALAKPA 1
yang diduga banyak mengandung shale. Dari hasil analisa
yang telah dilakukan menggunakan software IP 3.5
didapakan lapisan shale terbanyak berada pada kedalaman
1700-1730 feet. Dikedalaman inilah yang dihitung porositas
shale nya sesuai dengan langkah-langkah yang telah
dijelaskan pada bab metodologi percobaan. Dan didapatkan
hasil bahwa bersar porositas shale sebesar 0.265728.
Setelah seluruh parameter yang digunakan untuk
menghitung porositas efektif diketahui, maka dilakukan
perhitungan menggunakan persamaan 2.3 dan didapatkan
rata-rata nilai porositas efektif lapisan reservoir sebesar
0.128825. Kurva persebaran porositas efektif pada lapisan
reservoir sebagai berikut:

Gambar 3. Interpretasi kualitatif dan kuantitatif lapisan permeable
dan tidak permeable pada data Walakpa 1.

Porositas Efektif
1590.0
Depth

1585.0

Reservoir pada kedalaman
1574.5-1586.5 feet

1580.0
1575.0
1570.0
1565.0
0.09 0.1 0.110.120.130.140.150.16

Grafik 1. Kurva persebaran porositas efektif pada lapisan reservoir
pada kedalaman 157.5-158.5 feet sumur Walakpa 1.

Gambar 4. Zona cross over pada kedalaman 2073-2088 feet sumur
Walakpa 1.

4.2 Porositas Efektif lapisan Reserfoir
Sebelum mengetahui hasil perhitungan porositas
efektif menggunakan persamaan 2.3, terlebih dahulu dicarai
besarnya porositas total batuan, volume shale, dan porositas
shale.

4.3 Saturasi Air Lapisan Hidrokarbon
Dari hasil perhitungan porositas efektif pada lapisan
reservoir, selanjutnya dilakukan perhitungan saturasi air
berdasarkan persamaan Archie. Penggunaan persamaan ini
dikarenakan pada laporan geologi sumur Walakpa 1, lapisan
reservoirnya terdiri dari lapisan batu pasir. Dari persamaan
Archie 2.6, terdapat beberapa parameter selain porositas
efektif yang harus dicari nilainya yakni resistivitas air
formasi. Untuk menentukan resistivitas air formasi
menggunakan metode picket plot dikarenakan pada data
Walakpa 1 tidak diketahui temperatur formasinya. Parameter
petrofisika yang dihitung antara lain porositas, saturasi air,
dan permeabilitas. Berdasarkan metode Pickett plot, nilai
resistivitas air formasi pada reservoir Walakpa 1 sebesar
0.4759 Ωm.
Setelah parameter-parameter yang digunakan untuk
perhitungan saturasi air dengan persamaan Archie, maka

Laporan Akhir Analisa Sumur Bor

6

perhitungan dapat dilakukan. Berikut ini disajikan kurva
persebaran nilai saturasi air lapisan reservoir pada
kedalaman 157.5-158.5 feet.

Depth

Sw

UCAPAN TERIMA KASIH
Penulis mengucapkan terima kasih kepada dosen dan
asisten pengampu matakuliah Well Log dan semua pihak
yang telah membantu dalam pembuatan jurnal ini.
DAFTAR PUSTAKA
[1]

1590.0

[2]

1580.0

[3]

1570.0
1560.0
0.4

[4]

0.5

0.6

0.7

0.8

Sw
Grafik 2. Kurva persebaran nilai saturasi air lapisan reservoir pada
kedalaman 157.5-158.5 feet sumur Walakpa 1.

Dari perhitungan saturasi air lapisan reservoir
didapatkan nilai persebaran saturasi airnya berada pada
rentang 0.4-0.8 dan rata-ratanya sebesar 0.594768 atau
sebesar 59.4768 %. Persebaran saturasi air menunjukkan
hasil yang optimis menemukan hidokarbon karena nilai
saturasi air lebih besar dari 50%. Dari nilai saturasi air
tersebut memberikan gambaran bahwa saturasi hidrokarbon
pada lapisan reservoir yang digunakan adalah 0.405232 atau
40.5232 % didalam formasi reservoir pada kedalaman
1574.5-1586.5 feet sumur WALAKPA 1.

KESIMPULAN
Dari penelitian yang telah dilakukan, didapatkan
bberapa kesimpulan sebagai berikut:
I.

Lapisan reservoir didapatkan pada kedalaman
157.5-158.5 feet berdasarkan kecocokan zona cross
over dari log porositas terhadap interprestasi
lapisan permeable dan impermeable.

II.

nilai porositas efektif lapisan reservoir yang
didapatkan dari perhitungkan didapatkan rata-rata
sebesar 0.128825.

III.

dari perhitungan saturasi air lapisan reservoir
didapatkan nilai persebaran saturasi airnya berada
pada rentang 0.4-0.8 dan rata-ratanya sebesar
0.594768 atau sebesar 59.4768 %

IV.

Persebaran saturasi air menunjukkan hasil yang
optimis menemukan hidokarbon karena nilai
saturasi air lebih besar dari 50%. Dari nilai saturasi
air tersebut memberikan gambaran bahwa saturasi
hidrokarbon pada lapisan reservoir yang digunakan
adalah 0.405232 atau 40.5232 % didalam formasi
reservoir pada kedalaman 1574.5-1586.5 feet sumur
WALAKPA 1.

[5]
[6]

Departmen of Natural Resources. 2008. “Regional Geologi of the
North Slope of Alaska”. USA.
Harsono, Adi. 1997. “Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log”.
Schlumberger Oil Services: Jakarta.
Herbas, Javier. 2009.“Identification of Potential Reservoir sands
within the Torok Formation in a northern portion of the National
Petroleum Reserve – Alaska”. McGill University : Canada.
Irawan, Deni dan Utama, Widya. 2009. “Analisis Data Well Log
(Porositas, Saturasi Air, dan Permeabilitas) untuk menentukan Zona
Hidrokarbon, Studi Kasus: Lapangan ”ITS” Daerah Cekungan Jawa
Barat Utara”. Jurnal Fisika dan Aplikasinya Vol. 5, No. 1.
Rider, M. 1996. “The Geological Interpretation of Well Logs 2nd
Edition”. Interprint Ltd, Malta.
Serra, O. and Lorenzo Serra. 2004. “Well Logging Data Acquisition
and Applications”. Serralog: France.