Interpretasi Well Log [Bagian 7 - selesai] - Log Sonic

Pernah main game SEGA ?? Pasti kenal dengan karakter diatas...
Berlari secepat gelombang suara.
That's why it called Sonic The Hedgehog :D

Well :D
Saya akan melanjutkan cerita tentang bagaimana menginterpretasikan data log, khususnya wireline log. Nah, kali ini saya akan bercerita tentang Log Sonic, juga sering disebut dengan Log Akustik.

Mengapa disebut Log akustik ?

Oke, sebelum kita berbicara lebih banyak tentang Log Sonic, mari kita kenali dulu Apa itu gelombang akustik. Gelombang akustik adalah sebuah getaran yang merambat yang bersumber dari getaran mekanik dan merambat pada sebuah medium. 

Log Sonic memakai prinsip kerja gelombang akustik, yaitu dengan memancarkan pulsa mekanik dengan jangkauan 10-40kHz dengan panjang gelombang 7,5 sampai 75 centimeter dalam jangkauan kecepatan 1500 sampai 7500 meter per sekon. Itulah mengapa Sonic The Hedgeog dinamai dengan "Sonic" (???)

Bagaimana alat log Sonic bekerja ?

Sistem pemancar gelombang sonic dari alat log sonic ini merupakan sebuah komponen magnetostriktif atau yang lebih sering digunakan adalah piezoelektrik. Dimana saat pulsa listrik dialirkan akan dikonversi oleh unit pemancar menjadi sebuah getaran ultrasonik. Dengan demikian gelombang akustik akan ditransmisikan kepada dinding lubang bor (dengan kecepatan rambat pada medium yang beragam, oleh karena itu akan ada perbedaan dalam penetrasi pada berbagai medium -dalam hal ini adalah batuan). Sementara itu, sistem penerima (receiver) adalah sebuah perangkat piezoelektrik yang dapat mengkonversi gelombang pressure menjadi signal EM dan kemudian di amplifikasi untuk memperjelas sinyal loging. (Buku Pak Rider, 2002)

ilustrasi sederhana alat log sonic, diambil dari buku "Well Logging for Earth Scientist"
(Ellis & Singer, 2007)

Lantas apa kegunaan log sonic itu ? 

Nah, dengan mentransmisikan gelombang akustik dan kemudian menangkapnya kembali, para teknisi logging dapat menghitung jeda waktu antara signal dipancarkan dengan sinyal ditangkap, dimana nanti akan lebih banyak disebut dengan istilah DELTA T. Dengan mengetahui Delta T, maka teknisi loging dapat menghitung kecepatan rambat gelombang akustik pada medium tersebut. 

Dengan persamaan pada gambar diatas, setiap feet/meter dari dinding lubang bor yang dilewati oleh alat loging akan dihitung Delta T nya dimana satu per Delta T adalah Kecepatan rambat gelombang akustik pada medium tersebut.

Setelah dapat kecepatan ranbat bla bla bla, lalu digunakan untuk apa?

Nah, setelah proses loging selesai, dan hasil perhitungan kecepatan rambat gelombang akustik didapat, maka kita dapat melakukan estimasi porositas berdasarkan beberapa konsep yang telah dikembangkan. Salah satunya adalah Konsep yang dikembangkan oleh Pak Wyllie dan kawan-kawannya pada tahun 1956. Pak Wyllie mengembangkan suatu konsep bahwa keberadaa pori akan mempengaruhi variasi kecepatan rambat gelombang akustik pada medium tersebut, terlebih lagi jika terdapat fluida yang mengisinya. Konsep ini kemudian diturunkan dalam persamaan matematis seperti ini : 

Persamaan yang menggambarkan hubungan antara kecepatan, jeda waktu (delta T) dengan porositas
(Buku Pak Rider, 2002)

 Dari persamaan Pak Wyllie tadi kita dapat mengestimasi nilai porositas tentu saja dengan mendapatkan parameter-parameter yang berkaitan dengannya, seperti Delta T pada matriks dan fluida tertentu. Untuk penentuan nilainya, metode yang diterapkan pada pembahasan sebelumnya (Log Densitas dan Log Neutron bagian kedua) dapat diterapkan pada Log Sonic. 

Nah, dari cerita diatas kita dapat membayangkan bagaimana log sonic bekerja dalam lingkungan lubang bor hingga kemudian dihitung menjadi nilai porositas. Namun perlu diingat, bahwa semua perhitungan atau apapun yang sifatnya kuantitas dalam menghitung nilai parameter petrofisika sejatinya adalah sebuah estimasi. Terdapat perambatan error juga, apabila parameter yang digunakan untuk proses perhitungannya terdapat kesalahan, maka tentusaja hasil yang didapat juga perlu ditinjau ulang. Dan selalu, untuk para petropisisis atau geosaintis yang berkutat dan tertarik pada bidang ini, perlu ditanamkan bahwa data yang terbaik dalam lingkup penelitian eksplorasi dan produksi Migas tentunya adalah data core dari sumur yang sudah berproduksi :D

Selamat belajar :D
Semoga bermanfaat :D

Read More

Interpretasi Well Log [Bagian 6] - Log Densitas dan Log Neutron [Bagian 2 - selesai]

Melanjutkan tulisan sebelumnya tentang interpretasi log densitas dan log neutron. Sekedar mengingatkan, mengapa saya menggabungkan kedua log ini dalam satu tulisan. Pertama, karena prinsip kerja alat log ini dalam akuisisi menggunakan komponen yang sama, yaitu radioaktif. Yang kedua, karena umumnya kegunaan log ini adalah saling melengkapi dalam estimasi nilai porositas suatu reservoir migas :D

Mari kita lanjutkan.

Nah, pada tulisan sebelumnya saya banyak membahas mengenai konsep dasar, prinsip kerja alat dan sedikit tentang interpretasi kasar dan kualitatif, pada bagian kedua ini saya akan menambahkan sedikit tentang interpretasi, namun lebih ke arah kuantitatif. 

:D

So, brace yourself for the Equations !!!

Baiklah, untuk permulaan mari kita ingat-ingat lagi rumus dasar porositas. Eh sebentar, apa itu porositas ?

Porositas adalah bagian dari volume batuan yang tidak terisi oleh benda padat.
(Adi Harsono, 1997)

Nah, sederhananya porositas itu dapat diperoleh dari selisih antara volum total (bulk - Vb) terhadap volum butir (grain - Vgr -benda padat), karena biasanya orang orang perminyakan lebih suka menilai porositas sebagai prosentase jadi kita bisa menyimpulkan bahwa porositas adalah rasio antara volume pori terhadap volume total, yang mana volume pori (Vp) tersebut adalah selisih yg kita bahas sebelumnya. apabila kita bawa ke ranah matematis, maka porositas dapat dijabarkan dalam persamaan berikut : 

Pasti sering liat persamaan ini kan ?
(diambil dari buku Petrophysics Tiab dan Donaldson, 2004)

Kemudian banyak sekali limuwan yang terinspirasi dari persamaan dasar tersebut dan mengembangkan persamaan-persamaan baru dari hasil eksperimen mereka, salah satunya adalah dengan memanfaatkan data log densitas dan log neutron ini. Nah, dari sekian banyak rumus untuk menghitung porositas, mari kita coba bahas sedikit tentang rumus Porositas mulai dari log densitas, log neutron sampai kombinasi log densitas dan log neutron.

1. Porositas dari Log densitas 

Untuk memahami kuantifikasi porositas dari nilai densitas, terlebih dahulu kita harus memahami definisi porositas, sebagaimana dijelaskan pada cuplikan buku Pak Rider dibawah ini :

Rider, 2002

Nah, kita dapat simpulkan bahwa untuk mendapatkan nilai porositas, perlu diketahui densitas matriks (single matrix, double matrix atauh bahkan multiple matrix) dan kemudian densitas fluida. Dengan demikian kita dapat mengaplikasikan persamaan dari buku Pak Rider diatas untuk mengestimasi nilai densitas batuan reservoir yang akan kita teliti.  

Densitas Matrix itu apa sih? 

Keanu Reeves itu bukan ?

Bukan... itu The Matrix (pfffft... jayus pol), densitas matrix itu adalah densitas dari grain/butiran butiran sedimen yang terdapat pada batuan reservoir tersebut. 

Terus bagaimana cara dapet nilai Densitas Matriks itu ?

Nah, ini yang agak tricky... kita harus paham dulu petrologi dan mineralogi (tsaaaah... )
Untuk menentukan nilai matriks kita bisa menggunakan pendekatan petrologi, dalam hal ini kita harus punya sampel batuan tersebut dan kemudian melakukan analisis petrografi agar kita dapat melihat mineral apa saja yang mengisi batuan tersebut. Dengan mengetahui jenis-jenis dan prosentase dari mineral-mineral tadi, kita dapat mengestimasi nilai densitas rerata dari berbagai macam mineral tersebut secara proporsional. 

 Ada juga cara lain, yaitu menggunakan metode Crossplot . Metode crossplot ini lebih praktis dalam analisisnya, namun banyak terdapat bias dan membutuhkan insting dan pemahaman yang kuat. Metode crossplot adalah pengambilan nilai dari suatu parameter berdasarkan dua atau lebih parameter yang berhubungan dan saling disilangkan.

Misalnya : Untuk menentukan tingkat kematangan buah mangga yg baik, kita harus mencocokkan antara ukuran buah, warna kulit, kekerasan buah, dan aroma yg tercium. Nah, jika semua mencapai kriteria maka dapat disimpulkan buah tersebut matang dengan baik. Vice versa.

Jika kita ambil contoh praktek dari metode crossplot dalam penentuan densitas matrix atau fluida, maka parameter yg digunakan bisa saja : Log Sinar Gamma (GR), Log Kaliper, dan Log Densitas itu sendiri. 

Gambar 3 : contoh crossplot antara log GR, Densitas dan Caliper

 Jika teman-teman perhatikan gambar diatas (3A), kita dapat menentukan nilai dari suatu parameter (dalam hal ini densitas matriks) dengan terlebih dahulu menentukan kriteria dari masing-masing parameter yg digunakan sebagai acuan. Dalam hal ini kita mengambil contoh : Kita akan menentukan matriks batupasir kuarsa, kriteria acuannya yaitu Log GR harus lebih kecil dari 25 GAPI (panah biru -misalnya), kemudian Log densitasnya berada di kisaran nilai 2,45 - 2,65 gr/cc (panah hijau -misalnya) dengan kaliper yang baik (tidak washout dsb, lebih baik jika terlihat mudcrack). Nah, jika semua parameter tersebut terpenuhi maka, nilai yg didapat pada crossplot bisa dianggap nilai yg sesuai (panah merah). 

Beberapa sampel nilai parameter ke-densitas-an dari beberapa mineral yg umum
(Crain Petrophysical Online Book)

 2. Porositas dari Log Densitas dan Log Neutron

Dalam beberapa kesempatan saya membaca beberapa literatur dan tulisan ilmiah yang menggunakan metode kombinasi log densitas-neutron untuk mengestimasi nilai porositas. Hal ini dikarenakan adanya kesalahan relatif dalam penentuan porositas dari log densitas, alhasil sebagian ilmuwan percaya bahwa dengan mengkombinasikan kedua log ini, dapat diperoleh estimasi yang lebih baik. 

Misalnya : 

sumber : Handbook kuliah GMB (2013)

Namun selain persamaan diatas, masih banyak metode kombinasi log densitas dan log neutron, seperti yang dikembangkan oleh Bateman dan Konen tahun 1977.

begitulah secara singkat cerita tentang interpretasi kualitatif dari Log Densitas dan Log Neutron.

Selamat belajar :D

Read More

Metode Gravitasi (Gravity Method) - Perbedaan Fungsi dalam Geofisika dan Geodesi

Well, maafkan jika terlalu lama vakum menulis blog lagi. Saya mau sedikit cerita (curcol) tentang pengalaman saya dalam beberapa waktu terakhir. Mungkin sudah banyak yang tau jika background pendidikan saya adalah Geofisika, yap. saya adalah seorang geofisisis (yang sebetulnya tidak terlalu mahir dalam urusan K-A-L-K-U-L-U-S (if you know what i mean).

Saya lebih suka disebut Geosaintis/Earth Saintis, karena sudah jelas dalam mempelajari ilmu kebumian kita tidak bisa berpaku pada satu disiplin saja, Geofisika saja, Geologi saja atau Geodesi saja. Mereka bertiga saling bekerja bersama dan berkaitan satu sama lain.

Nah, selama saya menempuh pendidikan S1 saya seringkali 'bergaul' hanya dengan Geologis (kebanyakan) karena selama ini saya banyak fokus dalam bidang eksplorasi, padahal sudah jelas jika lingkup studi Geofisika itu sangat luas, mulai dari studi gunungapi hingga studi referensi dalam bidang geodetik.

Gambar 1 : Model Geoid Lokal DIY (Triarahmadhana dkk, 2014)

Dalam tulisan kali ini saya akan sedikit bercerita perbedaan fungsi dari metode Gravitasi/Gayaberat yang berkaitan dengan kegunaannya untuk dua bidang yang berbeda, yaitu Geofisika dan Geodesi. 

Kita ketahui bersama, jika metode gravitasi atau Gayaberat adalah salah satu metode geofisika yang banyak digunakan dalam bidang eksplorasi maupun bidang kegeofisikaan lainnya. Selama ini yang saya pelajari adalah penggunaan metode tersebut untuk kegiatan eksplorasi panasbumi, mineral, migas hingga monitorin status kegunungapian dan panasbumi. Dalam beberapa kesempatan, metode Gravitasi juga seringkali digunakan dalam studi tektonisme dan geologi struktur. Namun, beberapa waktu terakhir ini saya baru mengetahui jika penggunaan metode Gravitasi tidak hanya terbatas dalam bidang-bidang diatas, namun juga digunakan dalam penentuan ketinggian geoid. 

Dalam ilmu kebumian kita mengenal sistem referensi bumi seperti MSL, Geoid dan Elipsoid. Secara sederhana sistem referensi tersebut sangat berbeda. misalnya : 

MSL (Mean sea level) adalah sistem referensi yang banyak dipakai dalam penentuan ketinggian gunungapi. contohnya : Ketinggian Gunung Merapi adalah 2968 MDPL -meter diatas permukaan laut- ,dalam hal ini sudah pasti adalah ketinggian diatas muka air laut rata-rata. Padahal sudah kita ketahui bahwa muka air laut adalah suatu sistem yang sangat dinamis, walaupun perubahannya bekerja secara harmonik. Sistem ini dapat dimodelkan diseluruh permukaan bumi dengan bersumber dari data pengamatan/pengukuran nilai pasut (pasang surut/tidal -sama saja) yang diolah dengan beberapa metode dan kemudian dimodelkan secara matematis.

Sistem referensi lain yang kita ketahui adalah Elipsoid (Elipsoid -sama saja). Elipsoid adalah suatu bidang referensi, nilai nol meter yang berada pada sistem 'ke-elips-an' bumi, dalam arti bumi dalam bentuk elips sempurna atau "Normal Earth" (hal ini disebutkan dalam paper Li dan Gotze, 2001)

Sistem referensi elipsoid dapat dihitung dan dimodelkan secara matematis diseluruh permukaan bumi dengan menggunakan studi empirik. Misalnya menggunakan pendekatan GRS80 atau WGS84 yang seringkali digunakan dalam sistem GPS Handheld (yang mana rumusnya sangat panjang). 

Gambar 2 : Ilustrasti beberapa sistem referensi bumi (Li dan Gotze, 2001)

Sistem referensi satu lagi adalah Geoid. Geoid dalam beberapa tulisan dideskripsikan sebagai suatu bidang ekipotensial yang diasumsikan berimpit dengan muka laut rerata yang tidak terganggu dan merepresentasikan bentuk bumi yang sesungguhnya (Heiskanen dan Moritz, 1967). Maksudnya adalah 'garis' geoid ini adalah kontinyu dan merupakan bidang yang statis namun juga tidak selalu berkaitan dengan keadaaan di permukaan bumi. Misalnya : Geoid di pegunungan tidak selalu lebih tinggi dibandingkan geoid di dataran rendah, begitupun sebaliknya. Oleh karena itu saat ini banyak yang melakukan studi tentang geoid sebagai sistem referensi yang 'valid' karena dianggap lebih mewakili bentuk bumi yang sesungguhnya (terlepas dari apa yang terlihat di permukaan). 

Perbedaan ketinggian antara Geoid dan Elipsoid ini dikenal sebagai Undulasi. Sehingga, untuk mengetahui ketinggian Geoid kita perlu mengetahui besarnya undulasi tersebut. Nah, salah satu caranya adalah dengan menggunakan metode Gravimetri (Pada tulisan ini saya tidak akan membahas Metode Gravimetri lebih jauh ya :D). disinilah metode gravitasi bekerja dalam bidang Geodesi. Lain halnya Metode Gravitasi dalam bidang Geofisika, anomali yang digunakan dari pengukuran Gravitasi nya pun berbeda, dibidang eksplorasi maupun monitoring kita gunakan anomali Bouguer, sedangkan untuk studi geoid ini, kita hanya cukup sampai mendapatkan nilai anomali Free-Air. Mengapa Demikian ???

Begini ceritanya...

Secara sederhana Anomali Bouguer adalah suatu anomali yang berada dibawah permukaan bumi dari hasil selisih antara nilai Gravitasi Terukur di Permukaan (Gravitasi observasi/ G-obs) terhadap nilai gravitasi secara teoritis. Gravitasi observasi adalah nilai gravitasi yang didapat dari pengukuran dengan menggunakan Gravimeter yang diukur diatas permukaan bumi, di topografi. Sedangkan Gravitasi teoritis adalah nilai gravitasi dari hasil perhitungan matematis geopotensial dengan menjumlahkan Nilai gravitasi normal (diukur dari elipsoid) dan kemudian gravitasi free air. Dalam hal ini Pak Bouguer mencetuskan sebuah teorema mengenai sebuah besaran densitas yang sangat mempengaruhi nilai gravitasi, yang kemudia dibuat dalam bentuk model Slab tak terhingga dengan densitas yang tetap. Pemodelan gravitasi teoritis akan lebih kompleks lagi dibahas dalam bidang geofisika, lengkap dengan segala macam koreksi koreksinya. Nah, berhubung dalam bidang Geofisika Eksplorasi ini berkaitan dengan benda anomali (yang disinyalir adalah sumber anomai gravitasi) maka diperlukan semua koreksi-koreksi (reduksi nilai) tersebut untuk mendapatkan harga anomali gravitasi yang lebih teliti. 

Persamaan reduksi free air gravity (Telford, 1990)

Persamaan gravitasi Bouguer Sederhana (Dermawan, 2010)

Lain halnya dalam bidang geodesi, Setelah pengukuran gravitasi dilakukan, maka koreksi yang perlu dilakukan (tentunya setelah melakukan koreksi terhadap gravitasi pasut dan drift alat) adalah koreksi terhadap gravitasi normal saja. Mengapa begitu ?

Karena dalam kajian ini tentunya yang kita cari bukanlah penyebab anomali, melainkan ketinggian undulasi yang mana akan berkaitan dengan nilai anomali gravitasi Free-Air yang terukur di permukaan. Nilai Gravitasi Free-Air sendiri secara sederhana adalah suatu nilai gravitasi yang secara teoritik dapat dihitung pada suatu titik diatas permukaan bumi (di topografi) tanpa memperhitungkan densitas yang ada dibawahnya, dengan kata lain, nilai gravitasinya hanya berdasarkan radius dari pusat bumi saja. 

Gimana? Sudah bingung? :D

Jika disimpulkan secara singkat, Pengunaan Metode Gravitasi dalam bidang Geofisika memiliki perbedaan dengan Geodesi jika dilihat dari segi pengolahan data dan penentuan nilai anomali yang diinginkan. Namun, dalam akuisisi data keduanya dilakukan dalam metode yang sama :D

Begitu :D
Sekian dulu ya, nanti kapan-kapan mungkin saya akan bahas tentang ini lagi :D
Terima kasih.



Tulisan yang saya baca :

Dermawan, Airlangga, 2010, REKONSEPTUALISASI DAN PEMROGRAMAN REDUKSI DATA GRAVITASI SERTA PEMETAAN KE KOORDINAT TERATUR (GRIDDING) MENGGUNAKAN BAHASA PEMROGRAMAN VISUAL BASIC, Skripsi, Geofisika UGM

Li dan Gotze, 2001, Tutorial : Ellipsoid, geoid, gravity, geodesy, and geophysics,GEOPHYSICS, VOL. 66, NO. 6 (NOVEMBER-DECEMBER 2001); P. 1660–1668, 4 FIGS., 3 TABLES.

Triarahmadhana, B., dkk, 2014, Pemodelan Geoid Lokal D.I. Yogyakarta menggunakan Metode
Fast Fourier Transformation dan Least Square Collocation,Conference on Geospatial Information Science and Engineering "Menuju Pengelolaan Informasi Secara Spasial", Yogyakarta, 20 September 2014.

Buku Magis Pak Telford :D

Read More

Interpretasi Well Log [Bagian 6] - Log Densitas & Log Neutron [Bagian 1]

Setelah sekian lama nggak nulis di blog ini, saya mau melanjutkan cerita saya tentang bagaimana dasar-dasar seorang geosaintist melihat dan menerjemahkan data log (wireline log). 

Sebelumnya saya sudah bercerita sampai ke Log Tahanan jenis atau Log Resistivitas. nah, pada tulisan ini saya akan sedikit bercerita tentang dasar-dasar log densitas dan log Neutron. 

Pasti teman-teman pembaca sekalian bertanya-tanya (????) kenapa pembahasan log densitas dan log neutron saya jadikan satu tulisan (?), (Kenapa hayoooooo)

oke, kita simak aja tulisan dibawah ini yaa :)

Pernah liat kan CROSS-OVER seperti ini ???

Apa sih log densitas itu ?

teman-teman pasti pernah mendengar kata densitas. ya, mirip dengan massa jenis. Densitas adalah suatu besaran yang mendeskripsikan seberapa padat suatu material (dalam bahasan ini jelas BATUAN yang dimaksud). 1 meter kubik batubara, massa nya akan lebih ringan dibanding 1 meter kubik batu granit. tentu saja karena adanya perbedaan densitas. 

Nah, Log densitas jadi apa?

Pada prinsipnya log densitas bertujuan mengetahui variasi perubahan densitas batuan yang ada di sepanjang lubang bor. Namun, pengukuran densitas yang dilakukan bersifat tidak langsung, melainkan nilai densitas yang didapat merupakan hasil perhitungan dan transformasi dari besaran yang didapat sebelumnya. Jadi, nilainya bukan densitas mutlak. 

Bagaimana ceritanya kok bisa disebut 'bukan densitas mutlak' ?

Jadi begini, akuisisi log densitas dilakukan dengan prinsip absorpsi (penyerapan) energi dari partikel foton yang berhamburan dari material radioaktif (sebagai source/transmitter sinar gamma). Siapa yang menyerap? Pada saat foton berhamburan dari transmitter, partikelnya akan diserap oleh elektron-elektron yang ada di formasi/batuan. Elektron-elektron tersebut berasal dari kandungan kimia mineral-mineral penyusun batuan/formasi tersebut. 

 Lantas apa hubungannya tumbukan partikel foton dengan elektron terhadap densitas yang terbaca?

Nah, komponen pendeteksi dari alat log densitas akan membaca berapa banyak foton setelah waktu penyerapan (selama perjalanan dari transmitter). Jumlah foton yang terbaca inilah yang akan ditransformasikan sebagai ekuivalensi densitas dari batuan yang dideteksi. semakin banyak foton yang kembali ke detektor, artinya formasi tidak mampu 'menghancurkan' si foton tersebut, jadi dengan kata lain : semakin sedikit foton yang dibaca di detektor menunjukkan semakin padatnya (dense) si batuan tersebut.
jadi, yang dibaca sebenarnya bukan densitas batuan melainkan densitas elektron yg ada di batuan tersebut.
lalu bagaimana hubungan antara densitas elektron di batuan dengan densitas bulk batuan yang selama ini kita kenal sebagai produk dari akuisisi log densitas?

(sumber : materi course Well Log analysis oleh Mas Ari, GF UGM 2007)

Sebagaimana yang ada digambar diatas, densitas elektron akan sebanding dengan densitas bulk dikalikan dengan dua kali nomor atom dibagi massa atom. Pada sebagian kasus akan ditemui bahwa faktor pengalinya akan bernilai sama dengan 1. So, densitas elektron akan mendekati densitas bulknya. Tapi ini bukan suatu generalisasi yaaaa :D 

kalo kalian masih penasaran tentang penjelasan rumus di gambar diatas, teman-teman bisa melihat di buku "Well Logging for Earth Scientist" (Darwin & Ellis), ada di bab 12 halaman 290. 

 Terus, Log Neutron itu apa? Sama nggak sama Jimmy Neutron ? atau tempat bimbel ?
(agak jayus yah... krik krik..)

Log neutron atau biasa kita kenal dalam dunia petrofisika dan evaluasi formasi sebagai log NPHI (dibaca : en - phay) atau Neutron Porosity Log.
Wah hebat dong kita bisa langsung tahu besarnya porositas dari batuan disepanjang lubang bor?
Nanti dulu... sebelumnya kita harus tau, darimana asalnya nilai porositas yang didapat si alat Log neutron tersebut.
Jadi, begini ceritanya...
Sama hal nya dengan log densitas, log neutron juga tidak membaca nilai porositas mutlak dari suatu batuan, melainkan banyaknya jumlah hidrogen semu yang ada di formasi. Nah, hidrogen ini kan salahsatu unsur yang paling banyak ditemui dalam molekul fluida (air, gas maupun minyak), jadi sudah jelas bahwa ketiga jenis fluida tersebut akan menempati pori-pori batuan yang porous. 

 Bagaimana bisa neutron mengetahui jumlah hidrogen di satu batuan?

Nah, akusisi log neutron ini menggunakan prinsip tumbukan antara partikel neutron dengan atom Hidrogen. Setiap energi yang dimiliki oleh partikel neutron yang ditransmisikan ke formasi/batuan akan diserap saat neutron bertabrakan dengan atom Hidrogen. Sehingga semakin besar energi yang dibaca detektor neutron di alat akan menunjukkan bahwa kandungan hidrogen pada batuan tersebut semakin sedikit. Jadi jumlah energi/neutron yang terbaca di detektor akan berbanding tebalik dengan jumlah atom hidrogen di batuan/formasi dan jumlah hidrogen tersebut akan sebanding dengan besar ruang pori (yang mungkin) ditempati oleh si hidrogen tersebut. 

  

Alat logging untuk Log Neutron (dari buku yang sama)

Dalam bidang studi Analisis data log dan evaluasi formasi penggunaan kedua log diatas akan saling dikombinasikan untuk mendapatkan nilai estimasi porositas yang sebenarnya. Karena keduanya masih sama-sama memilki kekurangan dalam menurunkan nilai porositas, maka terkadang dalam kondisi tertentu, juga dikombinasikan dengan log sonic / DT log.

Oke, biar nggak bingung dan tetap penasaran dengan hal-hal berbau logging, ceritanya sampai disini dulu. nanti akan dilanjut dibagian kedua :D

 

Read More

Paper tentang AVO

Beberapa paper tentang AVO :

AVO Analysis in Hydrocarbon Modelling

AVO Analysis using VSP and Well Log data

AVO Modelling of the Bottom Stimulation Reflection associated with Submarine Gas Reservoir

AVO Variation in Gas Sands

Selamat belajar!
:D

Read More

Sekilas tentang Anomali AVO pada Data Seismik

Gambar (1) Penampakan anomali AVO pada hasil ekstraksi atribut Intercept-time-Gradient
(sumber : Seismic Reservoir Characterization, Veeken, 2007)

AVO atau Amplitude versus Offset dikenal juga sebagai AVA (Amplitude versus Angle-of-incidence) merupakan salah satu metode analisis data seismik pre-stack terhadap perubahan nilai amplitudo terhadap kenaikan offset/sudut datang. Anomali AVO didasarkan pada gejala teoritis dari amplitude refleksi yang secara normal akan semakin mengecil seiring dengan pertambahan jarak/pembesaran sudut datang, namun pada sebagian kasus pada data seismik dijumpai ketidakselarasan pada teori tersebut. Sehingga munculah anomali AVO. 

Perumusan matematika fisis dari anomali AVO telah banyak dikembangkan oleh beberapa ahli diantaranya adalah beberapa persamaan (Aki-Richards, Shuey, Hilterman, dll) yang kerap kali digunakan sebagai dasar landasan teori pada penelitian tentang AVO. Tentu saja rumit :D

Pada Gambar (1) Data seismik poststack yang diekstrak atribut Intercept-times-Gradient yang dihitung dari persamaan dari crossplot antara Amplitude-sin kuadrat sudut datang (θ) menunjukkan adanya anomali pada top reservoir gas. Anomali tersebut juga tampak pada penampang seismik (time-offset-amplitude) sebagai DHI (Direct Hydrocarbon Indicator) berupa Bright spot dan Flatspot (Gambar (2)) dan hasil ekstraksi atribut Fluid Factor (Gambar (3)).

Gambar (2) DHI pada data seismik post-stack akibat adanya efek hidrokarbon
(sumber : Seismic Reservoir Characterization, Veeken, 2007)

Gambar (3) Hasil ekstraksi atribut Fluid factor menunjukkan anomali pada top gas reservoir
(sumber : Seismic Reservoir Characterization, Veeken, 2007)

Jadi, DHI pada penampang data seismik akan berkorelasi dengan anomali pada atribut intercept-times-gradient dan fluid factor jika pada data seismik tersebut menampakkan anomali AVO akibat adanya efek kehadiran hidrokarbon.

Secara singkat, anomali AVO terbagi menjadi beberapa kelas, yaitu :

1. Anomali Kelas 1, ditandai dengan nilai refleksi kuat di awal (R0) (sudut datang nol) yang bernilai positif, tetap bernilai positif seiring dengan kenaikan offset/jarak. Anomali kelas ini akan memunculkan efek dimming pada data stack. Anomali AVO kelas ini seringkali berkorelasi dengan reservoir yang tight (ketat) dengan tingkat sementasi yang tinggi. 
2. Anomali Kelas 2, ditandai dengan nilai refleksi lemah di awal (R0) yang bernilai positif yang kemudian berubah menjadi negatif seiring dengan kenaikan offset/jarak. Anomali kelas ini seringkali disertai dengan pembalikan polaritas. Efek pada anomali kelas ini seringkali berkorelasi dengan reservoir gas sand. 
3. Anomali Kelas 3, ditandai dengan R0 yang bernilai negatif dan akan semakin negatif seiring dengan kenaikan offset, efek ini akan memunculkan efek bright spot pada data penampang seismik. Anomali kelas ini seringkali berkorelasi dengan batas atas dari reservoir gas sand. 
4. Anomali Kelas 4, ditandai dengan refleksi awal (R0) negatif yang kuat dan melemah seiring dengan naiknya offset namun masih tetap bernilai negatif. Sulit dibedakan (dimming effect) pada penampang seismik post-stack. Anomali kelas ini hampir mirip dengan anomali kelas 1, jarang ditemukan dan berkorelasi dengan unconsolidated sand. 

Gambar (4) Klasifikasi kelas anomali AVO berdasarkan nilai amplitude dan perubahannya terhadap sudut datang
(sumber : Seismic Reservoir Characterization, Veeken, 2007)

Gambar (5) Anomali AVO kelas 2 (Gas Sand) pada nilai rasio Vs-Vp
Perubahan nilai Vs yang drastis akibat kehadiran fluida (gas)
(sumber : Seismic Reservoir Characterization, Veeken, 2007)

Untuk melanjutkan kebingungan pembaca sekalian dapat melihat-lihat sejenak tentang teori AVO pada pdf ini
:D
sekian dulu, nanti dilanjut lagi ya...

Bahan bacaan : 
Veeken, Paul (2007) Seismic stratigraphy, Basin Analysis and Reservoir Characterization
Mavko, Mukerji & Dvorkin (1998) The Rock Physics handbook

Read More

Interpretasi Well Log (Bagian 5) - Log Tahanan Jenis (Bagian 2)

Pada postingan sebelumnya saya telah bercerita tentang apa itu log tahanan jenis sampai ke lingkungan akuisisi data log nya. pada bagian kedua saya akan melanjutkan ke bagian interpretasi :D
check this out!

Bagaimana bentuk data Log tahanan jenis ?

Secara umum, alat logging untuk log tahanan jenis akan mengambil data pada setiap zona (Flushed-Transisi/Annulus-Uninvaded). Masing-masing zona akan memiliki bacaan nilai tahanan jenisnya sendiri. Berangkat dari situlah kita dapat menginterpretasi zona-zona mana yang permeabel hingga mempediksi fluida yang mengisi zona tersebut.  

Gambar (1) Contoh type log Tahanan jenis
(sumber : Schlumberger Interpretation Principles&Application, 1989)

Bagaimana interpretasinya ?

Oke, sebelum masuk ke interpretasi (kualitatif maupun kuantitatif) ada baiknnya kita mengenali zona-zona yang menarik dari data log tahanan jenis terlebih dahulu :D

Pertama, zona tahanan jenis rendah, zona tahanan jenis rendah kerap kali disebabkan karena adanya saturasi brine water atau clay/shale bound water. Brine water ini biasanya identik dengan air formasi yang memiliki salinitas tinggi, sehingga sangat memungkinkan jika nilai tahanan jenisnya sangat kecil, biasanya dijumpai pada formasi yang permeabel (ada separasi antara log tahanan jenis shallow-medium-deep). Sedangkan Shale/clay bound water adalah fluida yang terjebak dalam claystone/batulempung atau shale. Karena batuan tersebut tidak permeabel, maka tidak akan dijumpai separasi antara log tahanan jenis shallow-medium-deep. 

Gambar (A) Zona Tahanan jenis rendah pada zona tidak permeabel. 

Gambar (A) menunjukkan zona clay/shale dimana pencirinya adalah nilai log gamma ray yang tinggi dan tidak adanya separasi antara log tahanan jenis shallow-medium-deep. Artinya adalah zona tersebut bukanlah zona permeabel, dan fluida yang mengisi adalah shale/clay bound water.

Gambar (B) Zona Tahanan jenis rendah pada zona permeabel.

Gambar (B) menunjukkan adanya zona permeabel dengan saturasi fluida brine, ditandai dengan nilai log gamma ray yang rendah dan adanya separasi antara log tahanan jenis shallow-medium-deep serta nilai pembacaannya yang kecil. 

Kedua, zona tahanan jenis tinggi. Zona tahanan jenis tinggi terbagi menjadi dua (sama seperti tahanan jenis rendah). Yang pertama adalah zona permeabel yang tersaturasi hidrokarbon, dan yang kedua adalah zona impermeabel yang merupakan lapisan batubara/coal. 

Gambar (C) Zona Tahanan jenis tinggi pada lapisan batubara/coal

Gambar (C) diprediksi adalah lapisan batubara dengan ciri type log gamma ray nya yg mencuat rendah secara tiba-tiba kemudian tinggi lagi (shale-coal-shale, biasanya seringkali muncul pada lingkungan pengendapan transisi/delta) dengan tidak adanya separasi antara  log tahanan jenis shallow-medium-deep dengan nilai tahanan jenis deep yang relatif lebih tinggi. Pada interpretasi zona/lapisan coal perlu diperhatikan efek tahanan jenis tinggi yang muncul akibat terjadinya caving pada lubang bor, sehingga jangan lupa di cek kembali log calipernya. 

Gambar (D-1) Zona Tahanan jenis tinggi pada lapisan permeabel tersaturasi hidrokarbon

Gambar (D-2) Zona Tahanan jenis tinggi pada lapisan permeabel tersaturasi hidrokarbon

 Gambar (D) dapat diinterpretasikan sebagai zona permeabel dengan saturasi hidrokarbon. hal ini diindikasikan dengan nilai log gamma ray yang relatifrendah dan adanya separasi  antara  log tahanan jenis shallow-medium-deep, serta bacaan yang relatif cukup besar.

Nah, sudah ada pencerahan kan dalam interpretasi log tahanan jenis ?

Bahan bacaan :
Schlumberger Interpretation Principles&Application, 1989
Malcolm Rider, The Geological Interpretation of Well Logs 2nd Edition, 2000
dll.

Read More

Interpretasi Well Log (Bagian 5) - Log Tahanan Jenis (Bagian 1)

Mari kita lanjutkan bahasan tentang interpretasi well log :D
Pada postingan kali ini saya akan membahas mengenai log tahanan jenis/log resistivitas/resistivity log.
Log tahanan jenis ini adalah salah satu data log yang sangat vital keberadaannya dalam evaluasi sumur.
Kok bisa ?
yaiyalah... mau tau kenapa ? mari kita lanjutkan :D


Apa sih tahanan jenis itu ?

Mungkin sebagian dari kita sudah mengenal yang namanya RESISTOR ya :D

sebagian dari kita yang sudah mengenyam mata pelajaran elektronika dasar, dari zaman SMP, SMA hingga berpusing-pusing ria di bangku kuliah dan belajar tentang fisika elektronika dan sejenisnya pasti mengenal komponen elektronika yang satu ini. Tahanan jenis dalam arti fisis berarti nilai dari ketahanan suatu medium untuk menghambat aliran listrik yg mengalir melewatinya. Nilai tahanan jenis suatu medium sudah tidak terpengaruh bentuk, ukuran, dan posisi medium. 

Resistor dengan gelang warna

(sumber : Wikipedia)

Bagaimana akuisisi log tahanan jenis ?

Proses akuisisi data log tahanan jenis terbagi menjadi 2, berdasarkan jenis alat dan prinsip kerja yang digunakan yaitu, Laterolog dan Log Induksi . Apa perbedaannya ?
Laterolog itu mirip dengan akusisi metode geolistrik konfigurasi wenner/dipole-dipole. Secara prinsip adalah dengan menginjeksi arus dari elektroda arus/transmitter kedalam dinding lubang bor dan membaca beda potensial pada elektroda potensial/receiver.
Sedangkan log induksi mirip dengan akuisisi metode EM, gelombang EM yang kita ciptakan akan menginduksi medium pada dinding lubang bor dan menimbulkan adanya medan EM sekunder atau Arus Eddy. Medan listrik dan medan magnet yang terbaca akan mewakili medium yang terinduksi. Mirip dengan teori tentang Cagniard resistivity, kita dapat menurunkan besaran tahanan jenis dari gelombang EM. 

Skema alat Log Tahanan jenis dengan metode Log Induksi

(sumber : Doll (1949) dalam Ellis dan Singer, 2008)

Apa bedanya antara Laterolog dan Log Induksi ?

Dari hasil yang didapat secara umum sama. hasil dari kedua jenis alat log tahanan jenis tsb adalah data nilai tahanan jenis dari 3 zona medium (lapisan batuan/formasi) disepanjang lubang bor. Munculnya ide untuk menggunakan induksi EM adalah saat perusahaan jasa logging pada masa itu menemukan zona yg punya tekanan formasi sangat kuat, sehingga dibutuhkan lumpur pemboran yg dapat menahannya. Maka, digunakanlah lumbur dengan base oil. Kekurangannya dibanding water base mud adalah, mud cake akan punya tahanan jenis sangat tinggi, sehingga penetrasi arus laterolog akan tidak maksimal, maka muncullah alat log baru "Log induksi" .
tapi dimasa modern, bukan tidak mungkin penggunaan alat tersebut telah banyak mengalami peningkatan teknologi, sehingga keperluannya lebih ke urgensi data dibanding dari prinsip alatnya.
udah jelas kan perbedaannya ??? :D

Bagaimana lingkungan akuisisi datanya ?

Inilah bedanya log tahanan jenis dengan log lainnya.
Log tahanan jenis mengakuisisi data sepanjang lubang bor dengan bantuan filtrasi lumpur pemboran. Karena selama proses pengeboran lumpur akan masuk ke zona-zona permeabel, sehingga akan terbentuk kerak lumpur (mud cake) yang bisa juga digunakan sebagai indikator zona permeabel. Akibatnya, pembacaan log tahanan jenis akan terbagi menjadi zona-zona berdasarkan kedalaman penetrasi arus dan bidang ekuipotensialnya. Pada lapisan permeabel, bidang ekuipotensial tersebut terbagi menjadi 3 (secara umum, ada juga yg bilang 4 berdasarkan jenis fluida yg mengisi) :

Zonasi akibat filtrasi lumpur pemboran
(sumber : Schlumberger Log Interpretation)

1. Zona Flushed , pada zona ini hampir semua fluida asli penghuni formasi telah tergantikan oleh filtrasi lumpur pemboran. akibatnnya yang tebaca adalah tahanan jenis kerak lumpur. Pada zona yang mengandung hidrokarbon, efek residual hidrokarbon juga akan sedikit terbaca pada nilai tahanan jenis pada zona ini. 
2. Zona Transisi, pada zona ini pembagian fluida adalah (nyaris) 50-50. sehingga mulai muncul efek dari keberadaan fluida formasi yang sebenarnya. 
3. Zona Uninvaded/Tak terinvasi, pada pembacaan log tahanan jenis zona inilah kita dapat menginterpretasi fluida formasi yang sebenarnya. Tahanan jenis yang besar pada zona permeabel untuk bacaan log ini bisa mengindikasikan adanya hidrokarbon yang tersaturasi. 

Bersambung ke bagian 2 :D

bahan bacaan :

Ellis & Singer, 2008, Well Loging for Earth Scientist.

Read More

Geologi Regional Cekungan Jawa Barat Utara

Oke, kali ini saya akan memberikan sedikit ulasan tentang salah satu cekungan yang cukup besar kontribusinya dalam produksi Minyak dan Gas Bumi dalam negeri, khususnya yang dikelola oleh instansi milik bangsa :p
Berhubung saya juga baru saja mengulik tentang materi ini dan masih 'fresh' ,So silahkan buat yang mau meng-copy-paste dari sini untuk dijadikan tinjauan geologi dalam penulisan ilmiah, paper, jurnal atau skripsi :D

asalkan dicantumkan sumber dan pustakanya :D


A. Ulasan Singkat Geologi Regional
Cekungan Jawa Barat Utara telah dikenal sebagai hydrocarbon province utama di wilayah Pertamina DOH JBB, Cirebon. Cekungan ini terletak di antara Paparan Sunda di Utara, Jalur Perlipatan – Bogor di Selatan, daerah Pengangkatan Karimun Jawa di Timur dan Paparan Pulau Seribu di Barat. Cekungan Jawa Barat Utara dipengaruhi oleh sistem block faulting yang berarah Utara – Selatan. Patahan yang berarah Utara - Selatan membagi cekungan menjadi graben atau beberapa sub-basin, yaitu Jatibarang, Pasir Putih, Ciputat, Rangkas Bitung dan beberapa tinggian basement, seperti Arjawinangun, Cilamaya, Pamanukan, Kandanghaur–Waled, Rengasdengklok dan Tangerang. Berdasarkan stratigrafi dan pola strukturnya, serta letaknya yang berada pada pola busur penunjaman dari waktu ke waktu, ternyata cekungan Jawa Barat telah mengalami beberapa kali fase sedimentasi dan tektonik sejak Eosen sampai dengan sekarang (Martodjojo, 2002). 

B. Tektonostratigrafi dan Struktur Geologi

Cekungan Jawa Barat Utara terdiri dari dua area, yaitu laut (offshore) di Utara dan darat (onshore) di Selatan (Darman dan Sidi, 2000). Seluruh area didominasi oleh patahan ekstensional (extensional faulting) dengan sangat minim struktur kompresional. Cekungan didominasi oleh rift yang berhubungan dengan patahan yang membentuk beberapa struktur deposenter (half graben), antara lain deposenter utamanya yaitu Sub-Cekungan Arjuna dan Sub-Cekungan Jatibarang, juga deposenter yang lain seperti : Sub-Cekungan Ciputat, Sub-Cekungan Pasirputih. Deposenter-deposenter itu didominasi oleh sikuen Tersier dengan ketebalan melebihi 5500 m.
Struktur yang penting pada cekungan tersebut yaitu terdiri dari bermacam-macam area tinggian yang berhubungan dengan antiklin yang terpatahkan dan blok tinggian (horst block), lipatan pada bagian yang turun pada patahan utama, keystone folding dan  mengena pada tinggian batuan dasar. Struktur kompresional hanya terjadi pada awal pembentukan rift pertama yang berarah relative barat laut-tenggara pada periode Paleogen. Sesar ini akan aktif kembali pada Oligosen. Tektonik Jawa Barat dibagi menjadi tiga fase tektonik yang dimulai dari Pra Tersier hingga Plio-Pliostosen. Fase tektonik tersebut adalah sebagai berikut :

1.      Tektonik Pertama

Pada zaman Akhir Kapur awal Tersier, Jawa Barat Utara dapat dilkasifikasikan sebagai  ‘Fore Arc Basin’ dengan dijumpainya orientasi struktural mulai dari Cileutuh, Sub Cekungan Bogor, Jatibarang, Cekungan Muriah dan Cekungan Florence Barat yang mengindikasikan kontrol ‘Meratus Trend’. Periode Paleogen (Eosen-Oligosen) di kenal sebagai Paleogen Extensional Rifting. Pada periode ini terjadi sesar geser mendatar menganan utama krataon Sunda akibat dari peristiwa tumbukan Lempeng Hindia dengan Lempeng Eurasia. Sesar-sesar ini mengawali pembentukan cekungan-cekungan Tersier di Indonesia Bagian Barat dan membentuk Cekungan Jawa Barat Utara sebagai pull apart basin.

Tektonik ektensi ini membentuk sesar-sesar bongkah (half gnraben system) da merupakan fase pertama rifting (Rifting I :  fill phase). Sedimen yang diendapkan pada rifting I ini disebut sebagai sedimen synrift I. Cekungan awal rifting terbentuk selama fragmentasi, rotasi dan pergerakan dari kraton Sunda. Dua trend sesar normal yang diakibatkan oleh perkembangan rifting-I  (early fill) berarah N 60^o W – N 40^o W dan hampir N – S yang dikenal sebagai Pola sesar Sunda. Pada masa ini terbentuk endapan lacustrin dan volkanik dari Formasi Jatibarang yang menutup rendahan-rendahan yang ada. Proses sedimentasi ini terus berlangsung dengan dijumpainya endapan transisi Formasi Talangakar. Sistem ini kemudian diakhiri dengan diendapkannya lingkungan karbonat Formasi Baturaja.

2.      Tektonik kedua

Fase tektonik kedua terjadi pada permulaan Neogen (Oligo-Miosen) dan dikenal sebagai Neogen Compressional Wrenching. Ditandai dengan pembentukan sesar-sesar geser akibat gaya kompresif dari tumbukan Lempeng Hindia.Sebagian besar pergeseran sesar merupakan reaktifasi dari sesar normal yang terbentuk pada periode Paleogen.

Jalur penunjaman baru terbentuk di selatan Jawa. Jalur volkanik periode Miosen Awal yang sekarang ini terletak di lepas pantai selatan Jawa. Deretan gunungapi ini menghasilkan endapan gunungapi bawah laut yang sekarang dikenal sebagai “old andesite” yang tersebar di sepanjang selatan Pulau Jawa. Pola tektonik ini disebut Pola Tektonik Jawa yang merubah pola tektonik tua yang terjadi sebelumnya menjadi berarah barat-timur dan menghasilkan suatu sistem sesar naik, dimulai dari selatan (Ciletuh) bergerak ke utara. Pola sesar ini sesuai dengan sistem sesar naik belakang busur atau yang dikenal “thrust foldbelt system”.

3.      Tektonik Terakhir

Fase tektonik akhir yang terjadi adalah pada Pliosen – Pleistosen, dimana terjadi proses kompresi kembali dan membentuk perangkap-perangkap sruktur berupa sesar-sesar naik di jalur selatan Cekungan Jawa Barat Utara. Sesar-sesar naik yang terbentuk adalah sesar naik Pasirjadi dan sesar naik Subang, sedangkan di jalur utara Cekungan Jawa Barat Utara terbentuk sesar turun berupa sesar turun Pamanukan. Akibat adanya perangkap struktur tersebut terjadi kembali proses migrasi hidrokarbon.    

(Sayatan melintang fisiografi cekungan dan busur gunungapi Jawa Barat)
(sumber : Pertamina, 1996)

C. Stratigrafi Regional 

Stratigrafi umum Jawa Barat Utara berturut-turut dari tua ke muda adalah sebagai berikut:

1.      Batuan Dasar

Batuan dasar adalah batuan beku andesitik dan basaltik yang berumur Kapur Tengah sampai Kapur Atas dan batuan metamorf yang berumur Pra Tersier (Sinclair, et.al, 1995). Lingkungan Pengendapannya merupakan suatu permukaan dengan sisa vegetasi tropis yang lapuk (Koesoemadinata, 1980).

2.   Formasi Jatibarang

Satuan ini merupakan endapan early synrift, terutama dijumpai di bagian tengah dan timur dari Cekungan Jawa Barat Utara. Pada bagian barat cekungan ini kenampakan Formasi Jatibarang tidak banyak (sangat tipis) dijumpai. Formasi ini terdiri dari tufa, breksi, aglomerat, dan konglomerat alas. Formasi ini diendapkan pada fasies fluvial. Umur formasi ini adalah dari Kala Eosen Akhir sampai Oligosen Awal.  Pada beberapa tempat di Formasi ini ditemukan minyak dan gas pada rekahan-rekahan tuff (Budiyani, dkk, 1991).

3.   Formasi Talang Akar

Pada fase syn rift berikutnya diendapkan Formasi Talang Akar secara tidak selaras di atas Formasi Jatibarang. Pada awalnya berfasies fluvio-deltaic sampai faises marine. Litologi formasi ini diawali oleh perselingan sedimen batupasir dengan serpih nonmarine dan diakhiri oleh perselingan antara batugamping, serpih, dan batupasir dalam fasies marine. Pada akhir sedimentasi, Formasi Talang Akar ditandai dengan berakhirnya sedimentasi synrift. Formasi ini diperkirakan berkembang cukup baik di daerah Sukamandi dan sekitarnya. Adapun terendapkannya formasi ini terjadi dari Kala Oligosen sampai dengan Miosen Awal.

4.   Formasi Baturaja

Formasi ini terendapkan secara selaras di atas Formasi Talang Akar. Pengendapan Formasi Baturaja yang terdiri dari batugamping, baik yang berupa paparan maupun yang berkembang sebagai reef buildup manandai fase post rift yangs secara regional menutupi seluruh sedimen klastik Formasi Talang Akar di Cekungan Jawa Barat Utara. Perkembangan batugamping terumbu umumnya dijumpai pada daerah tinggian. Namun, sekarang diketahui sebagai daerah dalaman. Formasi ini terbentuk pada Kala Miosen Awal–Miosen Tengah (terutama dari asosiasi foraminifera). Lingkungan pembentukan formasi ini adalah pada kondisi laut dangkal, air cukup jernih, sinar matahari ada (terutama dari melimpahnya foraminifera Spriroclypens Sp).

5.   Formasi Cibulakan Atas

Formasi ini terdiri dari perselingan antara serpih dengan batupasir dan batugamping. Batugamping pada satuan ini umumnya merupakan batugamping kklastik serta batugamping terumbu yang berkembang secara setempat-setempat. Batugamping ini dikenali sebagai Mid Main Carbonate (MMC). Formasi ini diendapkan pada Kala Miosen Awal-Miosen Akhir. Formasi ini terbagi menjadi 3 Anggota, yaitu:

                   a)      Massive

Anggota ini terendapkan secara tidak selaras di atas Formasi Baturaja. Litologi anggota ini adalah perselingan batulempung dengan batupasir yang mempunyai ukuran butir dari halus-sedang. Pada massive ini dijumpai kandungan hidrokarbon, terutama pada bagian atas. Selain itu terdapat fosil foraminifera planktonik seperti Globigerina trilobus, foraminifera bentonik seperti Amphistegina (Arpandi dan Patmosukismo, 1975).

                   b)      Main

Anggota Main terendapkan secara selaras diatas Anggota Massive. Litologi penyusunnya adalah batulempung berselingan dengan batupasir yang mempunyai ukuran butir halus-sedang (bersifat glaukonitan). Pada awal pembentukannya berkembang batugamping dan juga blangket-blangket pasir, dimana pada bagian ini Anggota Main terbagi lagi yang disebut dengan Mid Main Carbonat (Budiyani dkk,1991).

                  c)      Pre Parigi

Anggota Pre Parigi terendapkan secara selaras diatas Anggota Main. Litologinya adalah perselingan batugamping, dolomit, batupasir dan batulanau. Anggota ini terbentuk pada Kala Miosen Tengah-Miosen Akhir dan diendapkan pada lingkungan Neritik Tengah-Neritik Dalam (Arpandi & Patmosukismo, 1975), dengan dijumpainya fauna-fauna laut dangkal dan juga kandungan batupasir glaukonitan.

 6.   Formasi Parigi

Formasi ini terendapkan secara selaras di atas Formasi Cibulakan Atas.. Litologi penyusunnya sebagian besar adalah batugamping klastik  maupun batugamping terumbu. Pengendapan batugamping ini melampar ke seluruh Cekungan Jawa Barat Utara. Lingkungan pengendapan formasi ini adalah laut dangkal–neritik tengah (Arpandi & Patmosukismo, 1975). Batas bawah Formasi Parigi ditandai dengan perubahan berangsur dari batuan fasies campuran klastika karbonat Formasi Cibulakan Atas menjadi batuan karbonat Formasi Parigi. Formasi ini diendapkan pada Kala Miosen Akhir-Pliosen.

7.   Formasi Cisubuh

Formasi ini terendapkan secara selaras di atas Formasi Parigi. Litologi penyusunnya adalah batulempung berselingan dengan batupasir dan serpih gampingan. Umur formasi ini adalah dari Kala Miosen Akhir sampai Pliosen – Pleistosen. Formasi diendapkan pada lingkungan laut dangkal yang semakin ke atas menjadi lingkungan litoral – paralik (Arpandi & Patmosukismo, 1975).

(Tabel Stratigrafi Cekungan Jawa Barat Utara)
(sumber : Pertamina, 1996)

D. Sedimentasi Cekungan

Periode awal sedimentasi di Cekungan Jawa Barat Utara dimulai pada kala Eosen Tengah – Oligosen Awal (fase transgresi) yang menghasilkan sedimentasi vulkanik darat – laut dangkal dari Formasi Jatibarang. Pada saat itu aktifitas vulkanisme meningkat. Hal ini berhubungan dengan interaksi antar lempeng di sebelah selatan Pulau Jawa, akibatnya daerah-daerah yang masih labil sering mengalami aktivitas tektonik. Material-material vulkanik dari arah timur mulai diendapkan.

Periode selanjutnya merupakan fase transgresi yang berlangsung pada kala Oligosen Akhir – Miosen Awal yang menghasilkan sedimen trangresif transisi – deltaik hingga laut dangkal yang setara dengan Formasi Talang Akar pada awal permulaan periode. Daerah cekungan terdiri dari dua lingkungan yang berbeda yaitu bagian barat paralic sedangkan bagian timur merupakan laut dangkal. Selanjutnya aktifitas vulkanik semakin berkurang sehingga daerah-daerah menjadi agak stabil, tetapi anak cekungan Ciputat masih aktif. Kemudian air laut menggenangi daratan yang berlangsung pada kala Miosen Awal mulai dari bagian barat laut terus ke arah tenggara menggenangi beberapatinggian kecuali tinggian Tangerang. Dari tinggian-tinggian ini sedimen-sedimen klastik yang dihasilkan setara dengan formasi Talang Akar.

Pada Akhir Miosen Awal daerah cekungan relative stabil, dan daerah Pamanukan sebelah barat merupakan platform yang dangkal, dimana karbonat berkembang baik sehingga membentuk setara dengan formasi Baturaja, sedangkan bagian timur merupakan dasar yang lebih dalam. Pada kala Miosen Tengah yang merupakan fase regresi, Cekungan Jawa Barat Utara diendapkan sediment-sedimen laut dangkal dari formasi Cibulakan Atas. Sumber sedimen yang utama dari formasi Cibulakan Atas diperkirakan berasal dari arah utara – barat laut. Pada akhir Miosen Tengah kembali menjauhi kawasan yang stabil,  batugamping berkembang dengan baik. Perkembangan yang baik ini dikarenakan aktivitas tektonik yang sangat lemah dan lingkungan berupa laut dangkal. Kala Miosen Akhir – Pliosen (fase regresi) merupakan fase pembentukan Formasi Parigi dan Cisubuh. Kondisi daerah cekungan mengalami sedikit perubahan dimana kondisi laut semakin berkurang masuk kedalam lingkungan paralik.

Pada Kala Pleistosen – Aluvium ditandai untuk pengangkatan sumbu utama Jawa. Pengangkatan ini juga diikuti oleh aktivitas vulkanisme yang meningkat dan juga diikuti pembentukan struktur utama Pulau Jawa. Pengangkatan sumbu utama Jawa tersebut berakhir secara tiba-tiba sehingga mempengaruhi kondisi laut. Butiran-butiran kasar diendapkan secara tidak selaras diatas Formasi Cisubuh.

Pustaka :

Amril, A., Sukowitono., Supriyanto., .1991. Jatibarang Sub Basin – a half Graben Model in the Onshoe of North West Java. IPA Proceedings, 20^th Annual Convention, Jakarta. hal 279-307.

Arpandi, D., Patmosukismo, S., .1975 The Cibulakan Formation as One of the Most Prospective Stratigraphic Units in the Northwest Java Basinal Area. IPA Proceeding. Vol 4th Annual Convention. Jakarta

Budiyani,S., Priambodo, D.,Haksana, B.w.,Sugianto,P., .1991. Konsep Eksplorasi Untuk Formasi Parigi di Cekungan Jawa Barat Utara. Makalah IAGI. Vol 20^th, Indonesia. hal 45-67.

Darman, H. dan Sidi, F.H.,. 2000. An Outline of The Geology of Indonesia. IAGI. Vol 20th. Indonesia

Gordon, T. L., .1985. Talang Akar coals Ardjuna subbasin oil source. Proceedings of the Fourteenth Annual Convention Indonesian Petroleum Association, v.2. hal. 91-120.

Hamilton, W., 1979, Tectonics of the Indonesian Region. USGS Professional Paper, 1078.

Hunt, J.M., .1979. Petroleum Geochemistry and Geology. xxi+617 pp., 221 figs. Oxford: Freeman.

Noble, Ron A.,. 1997. Petroleum System of Northwest Java Indonesia. Proceeding IPA. 26th Annual Convention. hal: 585 – 600.

Reminton. C.H., Nasir. H.,. 1986. Potensi Hidrokarbon Pada Batuan Karbonat Miosen Jawa Barat Utara. PIT IAGI XV. Yogyakarta

Sinclair, S., Gresko, M., Sunia, C.,. 1995. Basin Evolution of the Ardjuna Rift System and its Implications for Hydrocarbon Exploration, Offshore Northwest Java, Indonesia. IPA Proceedings, 24^th .Annual Convention, Jakarta. hal 147-162. 

Read More