23 Bab IV Hasil dan Pembahasan IV.1 Prediksi Tekanan Pori Formasi Gumai Prediksi tekanan pori pada formasi Gumai dilakukan menggunakan dua metode, yaitu metode Eaton dan metode Eaton yang dimodifikasi. Eaton mengembangkan hubungan empiris antara tekanan pori, tekanan overburden, dan tegangan vertikal efektif. Pada bagian ini, akan dibahas penerapan dari kedua metode tersebut. IV.1.1 Penentuan Tekanan Overburden Kombinasi antara data bulk density dan kedalaman membentuk keterkaitan dengan tekanan overburden. Berdasarkan Tabel III.1, terlihat bahwa data bulk density hanya tersedia pada kedalaman 1408,5-5655,5 ft. Oleh karena itu, dibangun surface synthetic density log menggunakan korelasi Miller (Persamaan II.2) dari data neutron-porosity log. Dilakukan iterasi untuk fitting parameter k, n, dan nilai a dan b hingga diperoleh nilai yang sesuai dengan data neutron-porosity log. Setelah melakukan beberapa kali percobaan, diperoleh hasil yang mendekati data aktual, dengan k = 0,0004; n = 1; a = 0,12; dan b = 0,8. Hasil fitting korelasi Miller dan data neutron-porosity log dapat dilihat pada Gambar IV.1 (a). Gambar IV.1 (b) merupakan surface synthetic density log yang dibangun menggunakan Persamaan II.3. Nilai densitas matriks batuan, � à, dan densitas fluida pori, � ê, disesuaikan berdasarkan litologi setiap formasi. Berdasarkan Tabel II.1, formasi Air Benakat yang didominasi batupasir (sandstone) memiliki nilai � à sebesar 2,65 gr/cm 3 , sedangkan nilai � à pada formasi Gumai yang didominasi oleh shale adalah sebesar 2,7 gr/cm 3 . Nilai � à yan digunakan pada formasi Baturaja, upper Talang Akar, lower Talang Akar, red shale, dan basement berturut-turut adalah: 2,71; 2,7; 2,65; 2,7; dan 2,72 gr/cm 3 . Fluida pori yang digunakan dalam perhitungan ini adalah air asin yang memiliki densitas sebesar 1,03 gr/cm 3 . Setelah bulk density di seluruh kedalaman diketahui, tekanan overburden dapat dihitung. Gambar IV.2 menunjukkan plot tekanan overburden terhadap kedalaman. 24 Gambar IV.1 a) Hasil fitting dengan data neutron-porosity log dan b) synthetic density log sumur-P3 Gambar IV.2 Tekanan overburden sumur-P3 25 IV.1.2 Hasil dan Pembahasan Tekanan Pori Eaton Persamaan II.6 merupakan korelasi yang digunakan untuk menghitung nilai D- exponent. Data parameter pengeboran yang telah dikoreksi terhadap mekanika peralatan dan masalah pengeboran digunakan untuk menghitung D-exponent. Nilai D-exponent yang diperoleh kemudian dikoreksi terhadap perubahan berat lumpur (Persamaan II.7) sehingga menghasilkan nilai Dc-exponent. Nilai Dc-exponent inilah yang akan digunakan untuk menghitung tekanan pori. Plot D-exponent dan Dc-exponent terhadap kedalaman dapat dilihat pada Gambar IV.3 di bawah. Gambar IV.3 D-exponent, Dc-exponent, dan normal compaction trendline sumur- P3 Pada Gambar IV.3 di atas terlihat bahwa penentuan normal compaction trendline (NCT) pada sumur-P3 sulit dilakukan. Terdapat lebih dari satu NCT yang terbentuk yang dapat disebabkan oleh perubahan bottom hole assembly (BHA), diameter 26 lubang bor, litologi, umur geologi tiap formasi, dan sebagainya. Setiap NCT menghasilkan estimasi tekanan pori yang berbeda. Dengan menggunakan tekanan overburden yang diperoleh sebelumnya dan mengasumsikan tekanan pori normal sebesar 0,468 psi/ft (9 ppg), maka tekanan pori pada sumur-P3 dapat dihitung menggunakan Persamaan II.5. Gambar IV.4 di bawah ini menunjukkan profil tekanan pori dari data Dc-exponent terhadap kedalaman pada formasi Gumai. Gambar IV.4 Prediksi tekanan pori Eaton menggunakan data Dc-exponent Berdasarkan Gambar IV.4 terlihat bahwa prediksi tekanan pori Eaton menggunakan data Dc-exponent memberikan hasil yang lebih kecil jika dibandingkan dengan tekanan formasi hasil pengujian. Metode prediksi tekanan pori Eaton merupakan metode yang diperoleh secara empiris dari data overpressure yang disebabkan oleh undercompaction. Penyebab overpressure yang disebabkan oleh mekanisme unloading tidak diperhitungkan dalam metode ini, menyebabkan 27 nilai tekanan pori yang dihitung lebih kecil dari nilai sebenarnya. Oleh karena itu, dilakukan prediksi tekanan pori menggunakan data log petrofisik di bawah ini. IV.1.3 Hasil dan Pembahasan Tekanan Pori Modifikasi Metode Eaton Sebelum melakukan prediksi tekanan pori menggunakan data log petrofisik, baik data resistivity log maupun sonic log, penentuan normal compaction trendline (NCT) harus dilakukan terlebih dahulu. Identifikasi lapisan shale yang signifikan pada formasi yang diteliti sangat penting dalam membangun NCT. Dengan menggunakan data gamma ray log, persentase shale dapat dihitung sebagai berikut: ¨5D=HA L ÀË. ÀË ØÔÙ ÀËØÌã. ÀË ØÔÙ H srr¨ (II.18) Data resistivity log dan sonic log yang berada pada interval yang memiliki nilai persentase shale lebih dari 40% akan digunakan dalam penentuan NCT. Normal compaction trendline (NCT) dibangun menggunakan dua pendekatan yang disebut dengan metode eksponensial 2P dan 3P (Persamaan II.11 sampai Persamaan II.14). Seperti namanya, metode eskponensial 2P memiliki dua parameter yang terdiri dari R 0 dan b untuk resistvity log dan Δt 0 dan b untuk sonic log. Kedua parameter ini diubah ke nilai yang berbeda secara iteratif untuk menemukan kombinasi nilai yang memberikan hasil paling sesuai dengan data yang diamati. Hal serupa juga dilakukan pada metode eksponensial 3P. Pada metode ini terdapat tiga parameter yang terdiri dari R 0, Rm, dan b untuk resistivity log dan Δt 0, Δtm, dan b untuk sonic log. Iterasi dilakukan hingga ketiga parameter mendapatkan nilai yang memberikan hasil paling sesuai. Tabel IV.1 merangkum parameter yang digunakan pada kedua metode eksponensial NCT. Tabel IV.1 Parameter fitting yang digunakan untuk membangun NCT di sumur-P3 Metode NCT Parameter Resistivity log Parameter Sonic log 2P Ro 2 Δto 155 b 0,000009 b 0,000098 3P Rm 40 Δtm 20 Ro 0,31 Δto 155 b 0,0006 b 0,00012 28 Tekanan pori dari data log sumur dihitung menggunakan persamaan yang dikembangkan oleh Stephanie (2013). 2 ãL� éF:� éF2 á;H@ ËÚ ËÙ A º H$E% (II.19) untuk resistivity log, dan 2 ãL� éF:� éF2 á;H@ |rÙ |çÚ A º H$E% (II.20) untuk sonic log. Persamaan di atas merupakan modifikasi dari Persamaan II.9 dan Persamaan II.10 yang dikemukakan oleh Eaton sehingga dapat diaplikasikan pada kondisi lapangan tertentu. Kalibrasi dan sensitivitas dilakukan terhadap data uji tekanan formasi sehingga mendapatkan nilai A, B, dan C yang paling mendekati data aktual. Tabel IV.2 merangkum nilai A, B, dan C yang paling sesuai dengan area yang diteliti. Tabel IV.2 Parameter fitting dari metode modifikasi Eaton Resistivity log Sonic log Formasi A B C A B C Gumai 0,6 1,2 1 1,2 0,92 0,1 Variabilitas eksponen Eaton, A, dapat sangat berbeda antara satu formasi dengan formasi lainnya sehingga penentuan ketiga parameter fitting dibedakan untuk setiap formasi. Fokus penelitian ini adalah formasi Gumai, oleh karena itu hanya dicantumkan parameter fitting pada formasi tersebut. Iterasi dilakukan hingga kombinasi nilai A, B, dan C menghasilkan tekanan pori yang sesuai dengan data uji tekanan formasi.