Hasil Ringkasan
19 BAB IV ANALISIS DAN PEMBAHASAN IV.1 Spectral Balancing Untuk membagi-bagi window berdasarkan frekuensi, dilakukan band pass filtering. Frekuensi yang digunakan untuk band pass filtering adalah 5 (low cut)-10 (low pass)-65(high pass)-75(high cut). Pita frekuensi ini yang amplitudonya akan disamakan dengan amplitudo sinyal. Rentang frekuensi yang dianggap sinyal berdasarkan Gambar IV.1 berada pada rentang frekuensi 10-65 Hz. Hasil dari spectral balancing dapat dilihat pada Gambar IV.1 Gambar IV.1 menunjukkan bahwa frekuensi tinggi telah berhasil dipulihkan dengan spectral balancing dan pita frekuensi antara near, mid, far, dan ultra far stack telah seimbang. IV.2 Penentuan Zona Target Target yang dicari dari log adalah zona sandstone yang paling tebal. Target ini nantinya ingin dicari penyebarannya melalui inversi. Salah satu log yang dapat memisahkan sandstone (reservoir) dan shale (non-reservoir) adalah gamma ray (GR). Agar dapat mendapatkan gambaran • Š (volume shale), dihitung nilai I GR (indeks GR) terlebih dahulu dengan persamaan IV.1. Asumsi yang digunakan dalam penelitian ini adalah • ŠL I GR. Gambar IV.1 Spektrum amplitudo Formasi Gabus di berbagai data partial angle stack setelah dilakukan spectral balancing 20 I GRL GR log-GR min GR max-GR min (IV.1) Dimana GR log adalah nilai GR dari log, GR min adalah nilai GR non-shale yang diambil dari nilai GR minimum di formasi target (dalam hal ini Formasi Gabus), dan GR max adalah nilai GR shale yang diambil dari nilai GR maksimum di formasi target (dalam hal ini Formasi Gabus). Dari data sumur yang tersedia, log porositas diambil dari log densitas. Persamaan yang digunakan adalah persamaan IV.2 sebagai berikut: ÎL :O q qH:sF q f ;EO a jH q f;FO ` :O q qH:sF q f ;EO a jH q f;F: uO uE:sF u;O f a ; (IV.2) Dimana Î adalah porositas, O q q adalah densitas sandstone, q f adalah shale volume, O a j adalah densitas clay mineral, O ` adalah densitas bulk, u adalah saturasi air, O u adalah densitas air, dan O f a adalah densitas hidrokarbon. Tabel IV.1 di bawah ini menunjukkan asumsi yang digunakan dalam menghitung porositas. Hidrokarbon diasumsikan adalah minyak karena log resistivitas pada reservoir tidak terlalu besar (rata-rata bernilai 10-100 ohm.m). Sedangkan persentase clay mineral diambil dari salah satu data X-Ray Diffraction (XRD) yang diambil dari Cekungan Natuna Barat (Permana dkk., 2015), yaitu kaolinite 12%, chlorite 6%, dan illite 2%. Tabel IV.1 Asumsi yang digunakan dalam menghitung porositas Parameter (satuan) Nilai Referensi O q q (g/cc) 2,65 Schlumberger (1972) O i _ m j g l g r c (g/cc) 2,667 Osipov (2012) O g j j g r c : ‰ … …; 2,75 Osipov (2012) O a f j m p g r c : ‰ … …; 2,94 Osipov (2012) O u : ‰ … …; 1 Schlumberger (1972) O f a : ‰ … …; 0,9 - u 0,6 - Langkah selanjutnya setelah mendapatkan nilai • Š dan ™ adalah menentukan cut-off. Untuk memisahkan sandstone dan shale, digunakan cut-off q fLräv. Nilai q f Rräv diasumsikan memiliki litologi yang dominan shale dan q f O räv diasumsikan memiliki litologi yang dominan sandstone. Untuk 21 memisahkan high porosity dan low porositydigunakan cut-off0,15.