Bab IV. Petrofisik

BAB IV

ANALISIS PETROFISIKA

Analisis petrofisika dilakukan menggunakan data yang tersedia dari BOB yaitu dengan

melakukan interpretasi kualitatif dan kuantitatif. Interpretasi kualitatif dilakukan dengan

mengintegrasikan data geologi regional yang ada dengan data hasil pemboran, lalu

diaplikasikan kedalam data log dan core yang tersedia. Sehingga urut-urutan stratigrafi

yang didapat diharapkan sesuai dengan kondisi geologi di lapangan. Interpretasi

kuantitatif log sumuran merupakan bagian yang utama dalam evaluasi formasi di

Lapangan Beruk dengan menggunakan data log yang tersedia dan yang terbaik yakni

dari sumur BRK-01, BRK-21, BRK-23, BRK-25, BRK-31 dan BRK-43, lalu dari hasil

evaluasi enam sumur ini digunakan sebagai acuan untuk melakukan interpretasi di

sumur lainya yang datanya kurang lengkap. Tujuan utama dari evaluasi ini adalah untuk

menentukan dan menghitung nilai volume lempung (Vsh), porositas (ø), permeabilitas

(K), saturasi air (Sw), dan Net to Gross (N/G) pada zona reservoir. Parameter-parameter

petrofisika batuan reservoir yang didapatkan ini, diperlukan untuk keperluan modeling

reservoir statik pada sumur-sumur yang ada di Lapangan Beruk. Analisis log dilakukan

berdasarkan data digital/hardcopy log yang ada yang terdiri dari log GR, SP, Resistivity

dan Neutron-Density. Hasil analisis log selanjutnya divalidasi dengan data core/cutting

dan tes sumur. Workflow yang digunakan untuk analisis log/petrofisika dapat dilihat

pada Gambar 4.1.

Data core yang tersedia meliputi :

- Side Wall Core : BRK-32, BRK-34, BRK-38, BRK-39, BRK-40, BRK-41, BRK-43,

BRK-44, BRK-45, BRK-47.

- Routine Core : BRK-08, BRK-18. BRK-21, BRK-23, BRK-25, BRK-31.

- SCAL : BRK-21, BRK-23, BRK-25, BRK-31, BRK-43

Data tersebut digunakan untuk memperoleh parameter nilai/harga a, m, dan n, juga

dipergunakan untuk validasi. Sedangkan data tes digunakan untuk menentukan harga

IV- 1

Bab IV. Petrofisik

cutoff dan lowest known oil (LKO) yang akan dipergunakan untuk membuat reservoir

summary/lumping maupun perhitungan cadangan.

RESISTIVITY of WATER (RW) Picket Plot, Water Analysis

DATA PREPARATIONLas Log, Mud Parameter, Salinity & Temperature

NORAMALIZATION OF GRSP BASELINE

SHIFTINGSYNTHETIC LOG

MATRIX PARAMETER NPHI & RHOB MATRIX

SHALE PARAMETERGR, Res, NPHI, RHOB Clean, Shale, Wetclay,

Dryclay

Gambar 4.1. Work Flow Analisis Log/Petrofisika.

Preparasi Data

Secara keseluruhan Lapangan Beruk telah dibor sumur baru sebanyak 46 sumur (BRK-

01 sd BRK-47). Distribusi sumur dan distribusi ketersediaan data log disajikan pada

Gambar 4.2. Daftar data log sumur yang tersedia berupa digital Las File untuk 46

sumur dapat dilihat pada Tabel IV-1.

IV- 2

Bab IV. Petrofisik

Tabel IV-1. Rekapitulasi Data Log Lapangan Beruk.

Rmc Rmc T Rmf Rmf T Rm Rm TBrk#01 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √Brk#02 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √Brk#03 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √Brk#04 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √Brk#05 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √Brk#06 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √Brk#07 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √Brk#08 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √Brk#09 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √Brk#10 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √Brk#11 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √Brk#12 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √Brk#13 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √Brk#14 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √Brk#15 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √Brk#16 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √Brk#17 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √Brk#18 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √Brk#19 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √Brk#20 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √Brk#21 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √Brk#22 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √Brk#23 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √Brk#24 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √Brk#25 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √Brk#26 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √Brk#27 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √Brk#28 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √Brk#29 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √Brk#30 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √Brk#31 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √Brk#32 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √Brk#33 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √Brk#34 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √Brk#35 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √Brk#36 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √Brk#38 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √Brk#39 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √Brk#40 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √Brk#41 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √Brk#42 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √Brk#43 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √Brk#44 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √Brk#45 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √Brk#46 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √

SCALSWCKOORDINAT(UTM)DFGLKBWELLMUD

IV- 3

Bab IV. Petrofisik

WELL GR CALI SP ILD/LLD ILM/LLM MSFL NPHI RHOB PEF DRHO DTBRK#01 √ √ √ √ √ √ √ √BRK#02 √ √ √ √ √ √ √BRK#03 √ √ √ √ √ √ √BRK#04 √ √ √ √ √ √BRK#05 √ √ √ √ √ √ √BRK#06 √ √ √ √ √ √ √BRK#07 √ √ √ √ √ √ √BRK#08 √ √ √ √ √ √ √BRK#09 √ √ √ √ √ √ √BRK#10 √ √ √ √ √ √ √BRK#11 √ √ √ √ √ √ √ √BRK#12 √ √ √ √ √ √ √BRK#13 √ √ √ √ √ √ √BRK#14 √ √ √ √ √ √ √ √BRK#15 √ √ √ √ √ √ √BRK#16 √ √ √ √ √ √ √BRK#17 √ √ √ √ √ √ √BRK#18 √ √ √ √ √ √ √BRK#19 √ √ √ √ √ √ √BRK#20 √ √ √ √ √ √ √ √BRK#21 √ √ √ √ √ √ √ √ √BRK#22 √ √ √ √ √ √ √ √BRK#23 √ √ √ √ √ √ √ √BRK#24 √ √ √ √ √ √ √BRK#25 √ √ √ √ √ √ √ √ √BRK#26 √ √ √ √ √ √ √ √BRK#27 √ √ √ √ √ √ √BRK#28 √ √ √ √ √ √ √BRK#29 √ √ √ √ √ √ √ √BRK#30 √ √ √ √ √ √ √BRK#31 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √BRK#32 √ √ √ √ √ √ √ √BRK#33 √ √ √ √ √ √ √ √ √BRK#34 √ √ √ √ √ √ √ √ √BRK#35 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √ √BRK#36 √ √ √ √ √ √ √ √ √BRK#38 √ √ √ √ √ √ √BRK#39 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √BRK#40 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √BRK#41 √ √ √ √ √ √ √ √ √BRK#42 √ √ √ √ √ √ √ √ √BRK#43 √ √ √ √ √ √ √ √ √BRK#44 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √BRK#45 √ √ √ √ √ √ √ √ √BRK#46 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √BRK#47 √ √ √ √ √ √ √ √ √ √

good data

IV- 4

Bab IV. Petrofisik

Gambar 4.2. Parameter nilai a, m, n, hasil analisa laboratorium pada BRK-43.

Informasi mengenai kondisi lubang bor dan parameter lumpur yang digunakan sangat

diperlukan dalam analisis log. Informasi tersebut secara umum dapat diperoleh dari

header log untuk masing-masing sumur. Pada parameter lumpur seperti Rmf diperlukan

untuk menentukan besarnya saturasi pada invaded zone yang selanjutnya digunakan

untuk menentukan saturasi movable hidrokarbon. Beberapa parameter lainnya yang

penting dan perlu diperhatikan dalam analisis log adalah besarnya harga a, m dan n serta

salinitas air formasi dimana parameter-parameter tersebut akan sangat mempengaruhi

hasil perhitungan porositas dan saturasi air. Namun tidak adanya ketersediaan data

tersebut, analisis menggunakan harga a, m dan n secara umum pada sedimen klastik

hasil SCAL sumur BRK-43 yaitu seperti yang tertera pada Tabel IV-2. di bawah ini :

Tabel IV-2. Parameter a, m, dan n pada Setiap Sand Lapangan BerukLapisan A m n

Sand 1440 1.0 1.75 1.78

Sand 1460 1.0 1.75 1.78

Sand 1500 1.0 1.75 1.78

Sand 1570 1.0 1.75 1.78

IV- 5

Bab IV. Petrofisik

Loading, Quality Control dan Editing Data Log

Data log sumur yang sudah dalam bentuk digital Las file sebelum digunakan untuk

analisis log terlebih dahulu dilakukan Quality Control (QC), sehingga diperoleh data log

yang representatif untuk digunakan dalam analisis log. Beberapa QC data yang

dilakukan adalah log depth matching (Gambar 4.3) yang dilakukan untuk

menyelaraskan masing-masing data log GR, SP, Resistivity dan Neutron-Density

sehingga adanya shifting depth antara log-log tersebut dapat dieliminasi atau diperbaiki.

Selanjutnya dilakukan koreksi terhadap lubang bor (environment correction) sehingga

limitasi tool yang dipengaruhi oleh kondisi lubang bor seperti pengaruh salinitas filtrat

lumpur, adanya mud cake dan hole rugosity dapat diminimalkan terutama untuk data

Resistivity dan Neutron-Density.

.Gambar 4.3. Contoh Environtmental Correction pada Sumur BRK-25.

IV- 6

Bab IV. Petrofisik

Normalisasi GR, SP Baseline Shifting dan Synthetic Log

Normalisasi data GR dimaksudkan untuk menyeragamkan range harga Gamma Ray dari

masing-masing sumur dengan metode statistik terhadap sumur referensi yang dipilih

sehingga dapat ditentukan harga GR shale dan sand yang seragam untuk semua sumur

pada setiap formasi yang berkembang pada cekungan sedimen di area tersebut. Pada

prinsipnya normalisasi GR adalah dengan menggeser distribusi harga GR sehingga

mendekati atau sama dengan distribusi harga GR dari sumur referensi yang dilakukan

secara statistik. Normalisasi GR biasanya dilakukan untuk multiple well log analysis.

SP Baseline shifting dilakukan apabila diperlukan untuk menghitung volume clay dari

SP log disamping itu juga apabila diperlukan untuk menghitung harga Rw dari SP log.

Pada prinsipnya SP baseline shifting adalah menggeser atau meluruskan defleksi kurva

SP dengan acuan shale baseline yang ditentukan biasanya diambil default value 0 untuk

shale baseline.

Penentuan Volume Clay (Vclay)

Harga Vclay ditentukan dengan menggunakan metode Linear GR (Gambar 4.4). Vclay

GR tersebut dilakukan dengan menentukan besarnya harga GR sand dan GR clay untuk

masing-masing formasi yang dikontrol atau divalidasi dengan harga Vclay yang

diperoleh dari Resistivity dan Neutron Density. Nilai GR maksimum dan minimum yang

digunakan untuk penetuan Vclay setiap sand dari seluruh sumur secara lengkap tertera

pada Lampiran A2.

IV- 7

Bab IV. Petrofisik

1440

1460

1500

1570

BRK-43

Gambar 4.4. Sumur BRK-43 Shale dan Clean Parameter.

Penentuan Porositas

Harga porositas ditentukan dengan Metode Neutron-Density dimana harga matrix

Neutron dan Density serta Neutron dan Density untuk dry dan wet clay ditentukan

dengan Metode Crossplot. Ketepatan menentukan harga dry dan wet clay akan sangat

mempengaruhi harga porositas effektif dari porous zone. Hasil perhitungan porositas

selanjutnya divalidasi dengan data core seperti contoh ditunjukkan pada Gambar 4.5.

Untuk validasi hasil interpretasi porositas dengan core telah dilakukan pada sumur yang

mempunyai data core.

IV- 8

Bab IV. Petrofisik

Gambar 4.5. Sumur BRK-25, validasi interpretasi nilai porositas core dengan interpretasi petrofisika.

Penentuan Saturasi Air (Sw)

Perhitungan Sw dilakukan dengan menggunakan pendekatan J-function, yang

diperkenalkan oleh Amaefule (1993). Pada dasarnya pendekatan J-function dilakukan

dengan menentukan koreksi Sw dengan menganalisa tekanan kapiler pada data core

yang kemudian diimplementasikan pada sumur yang tidak mempunyai data core.

Langkah-langkah yang dilakukan untuk menghitung Sw dengan pendekatan J-function

meliputi analisa tekanan kapiler berdasarkan data core dan analisa tekanan kapiler

berdasarkan data well log.

Analisa data tekanan kapiler berdasarkan pengukuran core untuk setiap fasies dengan

menggunakan J Function vs Sw* berdasarkan persamaan :

J= (Pc / σ¿ cos θ )∗sqrt (k/ φ )

Sw¿=(Sw- Swc)/ (1−Swc ) (1-1)

Keterangan : Pc = Tekanan Kapiler (Pa)

= Interfacial Tension (N/m)

= Contact angle

k = Permeabilitas (m2)

IV- 9

Bab IV. Petrofisik

= Porositas (fraction)

SW = Wetting Phase Saturation

SWc = Irreducible Wetting Phase Saturation

SW* = Normalized Wetting Phase Saturation

Langkah-langkah yang dilakukan untuk analisa tekanan kapiler berdasarkan data core

adalah sebagai berikut :

1. Hitung harga J dan Sw* dengan Persamaan (1-1) diatas untuk setiap data.

2. Plot (Jσ*Cosθ) vs Sw* sehingga diperoleh pola tekanan kapiler.

3. Perkirakan harga Jmax dari plot J vs Sw* pada Sw*= 0.

4. Plotting Sw* vs 1/(J+1) sehingga diperoleh persamaan kurva.

Grafik hasil plot J vs Sw* dan Sw* vs 1/(J+1) untuk masing-masing fasies ditunjukan

pada Gambar 4.6.

Gambar 4.6. Grafik Hasil Plot J vs Sw*

Kemudian dilakukan analisa tekanan kapiler berdasarkan data well log, dengan langkah-

langkah sebagai berikut :

1. Tentukan batas kontak fluida

2. Tentukan densitas fluida (minyak dan air) kemudian hitung perbedaan densitas (∆ρ)

3. Hitung ketingggian dari kontak fluida untuk setiap data,

h = batas kontak fluida - kedalaman resevoir

IV- 10

Bab IV. Petrofisik

4. Hitung permeabilitas berdasarkan analisa Hydraulic Flow Unit (HFU) dari data core

5. Perkirakan harga Swc untuk setiap data dengan menggunakan hubungan

permebilitas core vs Swc core

6. Hitung (Jσ*Cosθ) dan normalisasi saturasi air (Sw*) untuk setiap data, dengan

menggunakan persamaan :

J σ * Cos θ=Pc * sqrt ( k/ φ )

J σ * Cos θ=Δρ * g * h * sqrt (k/ φ)

Sw¿=(Sw log - Swc )/ (1−Swc ) (1-2)

7. Plot (Jσ*Cosθ) vs Sw* sehingga diperoleh pola tekanan kapiler untuk

memperkirakan harga (Jmaxσ*Cosθ) pada Sw*=0

8. Gunakan (Jmaxσ*Cosθ) perkirakan harga Jmax dari tekanan kapiler untuk memperileh

harga (σ*Cosθ) pada kondisi reservoir

9. Dari bentuk kurva (Jσ*Cosθ) vs Sw* perkirakan harga (θ)

10. Hitung harga J dengan menggunakan data σ dan θ yang baru

11. Hitung Sw** yang baru dengan menggunakan persamaan hasil plotting Sw* vs

1/(J+1)

12. Hitung saturasi air berdasarkan data J-Function, dengan persamaan :

Sw-J function = Swc +(1-Swc ) * Sw** (1-3)

Gambar 4.7, 4.8, 4.9, dan Gambar 4.10, menunjukan grafik-grafik yang digunakan

untuk perhitungan Sw-J function fasies 1 dan fasies 2 untuk masing-masing Sand.

IV- 11

Bab IV. Petrofisik

Gambar 4.7. Grafik Perhitungan Sw - J Function untuk Sand 1440masing-masing facies

Gambar 4.8. Grafik Perhitungan Sw - J Function untuk Sand 1460(Hanya Terdapat Facies 2)

IV- 12

Bab IV. Petrofisik

Gambar 4.9. Grafik Perhitungan Sw - J Function untuk Sand 1500(Hanya Terdapat Facies 1)

Gambar 4.10. Grafik Perhitungan Sw - J Function untuk Sand 1570

Dari grafik-grafik pada Gambar 4.7, 4.8, 4.9, dan 4.10 diperoleh persamaan :

Tabel IV-3. Persamaan Sw Tiap Sand Lapangan Beruk

Sand Facies Persamaan

1440

1Sw** = -3.881870698*(Sw*)^6 + 10.35536101*(Sw*)^5 - 7.212604236*(Sw*)^4 - 2.054194624*(Sw*)^3 + 2.928640392*(Sw*)^2 + 0.686523038*(Sw*) + 0.165303931 (1-4)

2Sw** = -3.443349792*(Sw*)^6 + 11.03886773*(Sw*)^5 - 11.84470246*(Sw*)^4 + 3.583127362*(Sw*)^3 + 0.758112959*(Sw*)^2 + 0.710308771*(Sw*) + 0.165293033 (1-5)

1460 2Sw** = -1.696830153*(Sw*)^6 + 6.173990365*(Sw*)^5 - 7.748991016*(Sw*)^4 + 3.116688894*(Sw*)^3 + 0.296591204*(Sw*)^2 + 0.626359914*(Sw*) + 0.165288562 (1-6)

1500 1Sw** = -1.3750268*(Sw*)^6 + 5.175043751*(Sw*)^5 - 6.714911603*(Sw*)^4 + 2.781763346*(Sw*)^3 + 0.287277801*(Sw*)^2 + 0.604207808*(Sw*) + 0.165288276 (1-7)

1570 2Sw** = -1.345751631*(Sw*)^6 + 5.08277032*(Sw*)^5 - 6.617261122*(Sw*)^4 + 2.748495434*(Sw*)^3 + 0.287093485*(Sw*)^2 + 0.602053296*(Sw*) + 0.165288256 (1-8)

IV- 13

Bab IV. Petrofisik

dimana, Sw* = (Swlog-Swc)/(1-Swc) (1-9)

dan diperoleh persaaan Sw-J function sebagai berikut :

Sw-J function = Swc + (1-Swc)* (Sw**) (1-10)

Swc dihitung dengan menggunakan persamaan dari permeabilitas seperti yang

ditunjukan pada grafik di Gambar 4.11.

Persamaan untuk menghitung Swc dari permeabilitas adalah :

Facies 1 ( bar ) Swc = 0.304360286 *EXP(-0.000365551*Perm ) (1-11)

Facies 2 ( channel ) Swc = 0.399567244*EXP( - 0.00023368 *Perm ) (1-12)

Gambar 4.11. Grafik Perhitungan Swc dari Permeabilitas

Diagram alir perhitungan Sw dengan pendekatan J-function ditunjukan pada Gambar

4.12.

IV- 14

Bab IV. Petrofisik

Gambar 4.12. Diagram Alir Perhitungan Sw dengan Pendekatan J-function

Perhitungan Sw dengan pendekatan J function bisa dilakukan dalam software Petrel,

dengan langkah-langkah sebagai berikut :

1. Data input yang diperlukan adalah 3D grid permeabilitas hasil perhitungan dengan

metode HFU dan 3D grid Sw hasil petrophysical modeling (Swlog). Data Swlog

sumuran yang digunakan sebagai input untuk petrophysical modeling adalah Sw

hasil analisa petrofisika pada sumur-sumur lama, sehingga bisa dianggap Sw yang

diperoleh adalah Sw initial.

2. Menghitung Swc dari permeabilitas berdasarkan Persamaan dengan menggunakan

tool calculator

3. Menghitung Sw* dari Swlog dan Swc dengan berdasarkan Persamaan dengan

menggunakan tool calculator

IV- 15

Bab IV. Petrofisik

4. Menghitung Sw** dari Sw* untuk masing-masing fasies berdasarkan Persamaan (1-

10) dan Persamaan menggunakan tool calculator.

5. Menghitung Sw-J function dari Sw** berdasarkan Persamaan menggunakan tool

calculator

Hasil perhitungan Sw-J function dalam bentuk 3D grid ditunjukan pada Gambar 4.13.

Sedangkan Gambar 4.14. menunjukan peta-peta Sw untuk masing-masing zone

reservoir Lapangan Beruk.

Gambar 4.13. Model 3D Sw-J Fuction 1440’ Lapangan Beruk

IV- 16

1570’

Bab IV. Petrofisik

Gambar 4.14. Model 3D Sw-J Fuction Lapangan Beruk

Model Interpretasi

Untuk mendapatkan hasil yang optimal, sedikitnya harus terdapat data-data wireline log

sebagai berikut :

Bit size & Caliper Log (untuk environmental correction)

GR / SP Log

Porosity Log ( Density, Neutron dan DT Log)

Resistivity Log ( MSFL, LLS dan LLD)

Core Data (Description, XRD, SEM, SCAL, Routine)

IV- 17

1440’ 1460’

1500’ 1570’

Bab IV. Petrofisik

Model yang dibuat untuk evaluasi formasi ini berdasarkan informasi litologi yang

diperoleh dari hasil evaluasi data core. Hasil analisis log dapat dilihat pada Gambar

4.15. Hasil selengkapnya terlampir pada Lampiran A3.

Gambar 4.15. Contoh Hasil Analisis Log Sumur BRK-25

Penentuan Cutoff

Data core, log dan produksi digunakan untuk menentukan besarnya harga cut off Vclay

dan porositas lapisan pembawa hidrokarbon pada tiap Sand. Cut off tersebut diperoleh

dari data core yang dikombinasikan dengan cut off yang diperoleh dari data log dan data

tes prodiksi, sehingga diperoleh harga cut-off yang realistis. Harga cut off Vclay yang

digunakan setiap sand adalah 0.40 (40%) untuk sand 1440 dan 1460, sedangkan untuk

sand 1500 dan 1570 masing-masing secara berurutan adalah 0.50 (50%) dan 0.30

(30%).

IV- 18

Bab IV. Petrofisik

Harga cut off porositas untuk sand 1440, sand 1460, sand 1500 dan sand 1570 masing-

masing berurutan adalah 12%, 14%, 9.5%, dan 14%. Untuk lapisan pembawa

hidrokarbon ditunjukkan pada Gambar 4.16.

Gambar 4.16. Cut-off Reservoir Lapangan BerukBerdasarkan Data Test Sumur.

IV- 19

Sand 1440 Sand 1460

Sand 1500 Sand 1570

Bab IV. Petrofisik

Tabel IV-4. Nilai Cut Off Reservoir Lapangan BerukLapisan Cut off Φ Cut off Vsh

Sand 1440 12 % 40 %

Sand 1460 14 % 40 %

Sand 1500 9.5 % 50 %

Sand 1570 14 % 30 %

Hasil analisa petrofisik secara lengkap tertera pada Tabel IV-5 berikut ini dan untuk

data semua sumur secara lengkap terlampir pada Lampiran A4.

Tabel IV-5. Geology Well Data

Sumur

Elevasi (RKB)

Sand Top Bottom

Ketebalan ft ss

Propeti Reservoar Ketebalan Setelah Cut off Sw

(frac.) ft ft sstvd ft md ft sstvd ft md V.Shale

(frac.) Porositas

(frac.) Net

Reservoir V

Shale Porositas

Beruk-01

Top Bekasap -1378.55 1439.55 - - - - - - - - -

1440' -1381.24 1442.24 -1395.06 1456.06 13.82 0.50 0.14 3.50 31.14 22.77 98 1460' -1398.78 1459.78 -1430.85 1491.85 32.06 0.18 0.27 31.50 17.46 27.64 67.98 Top Bangko -1436.06 1497.06 - - - - - - - - - 1500' -1453.96 1514.96 -1471.51 1532.51 17.55 0.54 0.12 9.50 43.45 15.53 88.59 1570' -1495.41 1556.41 -1679.87 1740.87 184.47 0.29 0.21 117.50 19.18 25.55 78.17

Beruk-02 54

Top Bekasap -1539.69 1593.69 - - - - - - - - - 1440' -1570.33 1624.33 -1591.89 1645.89 21.56 0.07 0.28 19.50 13.75 27.06 48.02 1460' -1612.66 1666.66 -1656.39 1710.39 43.73 0.08 0.24 31.00 17.28 26.68 100

Top Bangko -1660.65 1714.65 - - - - - - - - - 1500' -1704.47 1758.47 -1720.26 1774.26 15.79 0.28 0.20 12.00 18.43 25.78 100 1570' -1794.29 1848.29 - - - - - - - - -

Beruk-03 53

Top Bekasap -1412.73 1465.73 - - - - - - - - - 1440' -1414.58 1467.58 -1416.77 1469.77 2.19 0.63 0.09 0.00 0 0 0 1460' -1420.77 1473.77 -1458.72 1511.72 37.95 0.22 0.25 34.00 18.4 26.64 40.04

Top Bangko -1462.36 1515.36 - - - - - - - - -

1500' -1487.03 1540.03 -1493.26 1546.26 6.23 0.60 0.11 2.00 40.42 18.44 57.67 1570' -1516.73 1569.73 - - - - - - - - -

IV- 20