Syntax
Literate : Jurnal Ilmiah Indonesia p�ISSN: 2541-0849
����� e-ISSN :
2548-1398
����� Vol.4,
No.7 Juli 2019
EVALUASI
FORMASI DAN PERHITUNGAN VOLUME HIDROKARBON PADA FORMASI TALANG AKAR, LAPANGAN S,
CEKUNGAN SUMATERA SELATAN
Warto Utomo, Arief Rahman dan Mochamad Hisam Adiwilaga
Program Studi Teknik
Perminyakan, Diploma III Akademi Minyak dan Gas Balongan Indramayu, Mahasiswa Program Studi Teknik Perminyakan,
Diploma III Akademi Minyak dan Gas Balongan Indramayu
E-mail: [email protected]; [email protected];
[email protected]
Abstrak
Penelitian telah dilakukan di Lapangan S,
Cekungan Sumatera Selatan dengan target evaluasi di Formasi Talang Akar.
Formasi Talang Akar merupakan reservoar utama di Cekungan Sumatera Selatan.
Evaluasi formasi diperlukan untuk mengetahui kualitas, kuantitas dan potensi
reservoar di Formasi Talang Akar. Evaluasi dilakukan melalui analisis
petrofisika untuk mendapatkan parameter-parameter, yaitu volume
shale, porositas dan saturasi
air. Tujuan dari penelitian ini untuk mendapatkan
parameter-parameter petrofisika berdasarkan data wireline logging dari sumur di
daerah penelitian. Parameter-parameter tersebut digunakan untuk identifikasi
zona produktif/potensial di Formasi Talang Akar, pada Lapangan S dengan
menghitung volume hidrokarbon. Perangkat lunak yang digunakan adalah Interactive
Petrophsycs v3.6 (IP v3.6). Hasil penelitian ini adalah, Formasi Talang
Akar di daerah penelitian terdapat 12 zona/lapisan reservoar, berturut-turut
dari bawah ke atas sebagai berikut I2, I1, H, G, F, E, D, C, B1, B, A1, A.
Evaluasi formasi di daerah penelitian menghasilkan parameter-parameter
petrofisika pada masing-masing zona di Formasi Talang Akar. Parameter tersebut
digunakan untuk menghitung volume hidrokarbon (STOIIP) masing-masing zona. Nilai STOIIP terbesar dari zona B1,
yang merupakan zona yang paling produktif/potensial di Formasi Talang Akar,
kedua terbaik zona I1 dilanjutkan dengan I2.
Kata
kunci: Evaluasi Formasi, Porositas, Saturasi Air, Volume Hidrokarbon
Pendahuluan
Evaluasi formasi dan perhitungan volume hidrokarbon telah dilakukan di
Lapangan S, Cekungan Sumatera Selatan dengan target pada Formasi Talang Akar.
Formasi Talang Akar merupakan reservoar utama di Cekungan Sumatera Selatan dan sangat menarik untuk dilakukan kajian studi.
Perhitungan dalam
evaluasi formasi diperlukan untuk mengetahui
kualitas, kuantitas dan potensi reservoar di Formasi Talang Akar.
Evaluasi formasi atau analisis petrofisika, yaitu suatu
proses analisis ciri dan sifat batuan di bawah tanah dengan menggunakan hasil
pengukuran lubang sumur (wireline logging). Analisis petrofisika dapat
dilakukan dengan interpretasi pintas atau quick
look dan dengan menggunakan perangkat lunak tertentu. Analisis petrofisika
merupakan analisis yang dilakukan untuk memperoleh sifat fisik batuan dan
fluida reservoar. Hasil dari analisis petrofisika dapat digunakan untuk
menentukan zona produktif/potensial pada zona/lapisan reservoar di Formasi
Talang Akar sesuai dengan tujuan penelitian ini.
Metodologi
1.
Data
Evaluasi formasi dilakukan terhadap 1 sumur (Sumur S-2) di Lapangan S
mengacu data log yang tersedia. Data dalam format .las dan terdiri atas; Gamma Ray (GR), Spontaneous Potential (SP), Caliper
(CAL), Deep Resistivity (ILD), Shallow Resistivity (MSFL), Density (RHOB) dan Neutron (NPHI). Selain data log, terdapat data Special Core Analysis (SCAL) batuan inti sumur yang berada di
luar lapangan. Data SCAL mengandung informasi nilai a, m, n pada interval
Formasi Talang Akar. Juga, data mudlog dan uji kandungan
lapisan (UKL/DST).
2.
Pengolahan dan Analisis Data
Pengolahan
data dan interpretasi petrofisika dilakukan dengan menggunakan perangkat lunak Interactive Petrophysics (IP) v3.6. Interpretasi penarikan shale dan sand base line dikontrol/divalidasi dengan data mudlog. Interpretasi porositas, penarikan
Rwa dan Sw divalidasi dengan data SCAL, UKL/DST, serta Schlumberger Chart Gen-6.
Hasil
analisis berupa volume shale,
porositas dan saturasi air. Parameter yang diperoleh dari analisis petrofisika
digunakan untuk menghitung cadangan (STOIIP). Terakhir
membuat peringkat dari zona/lapisan produktif/potensial berdasarkan nilai
STOIIP tersebut.
Hasil Dan Pembahasan
1.
Zonasi Formasi Talang Akar
Formasi Talang Akar di daerah penelitian
berada di atas Formasi Lemat dan di bawah Formasi Baturaja. Formasi Talang Akar diendapkan pada
lingkungan transisi. Litologi tersusun atas
perselingan antara batupasir dan batu lempung, serta adanya sisipan batubara.
Formasi Talang Akar di daerah penelitian tersusun atas 12 zona, berturut-turut
dari bawah ke atas yaitu: I2, I1, H, G, F, E, D, C, B1, B, A1, A.
2.
Analisis Petrofisika
Pre-kalkulasi
terhadap gradien termperatur dilakukan dengan tujuan untuk mengetahui suhu
formasi pada kedalaman tertentu. Hal ini perlu dilakukan karena adanya pengaruh
gradien temperatur bottom hole
temperature (BHT) yang selalu berubah terhadap fungsi dari kedalaman.
Perubahan temperatur ini akan mempengaruhi perubahan nilai resistivitas yang
akan digunakan dalam menghitung saturasi air. Data BHT diperoleh dari
pengukuran pada saat drilling berlangsung. Berdasarkan log Caliper dari sumur pada interval target (Talang Akar), tidak
dilakukan environmental correction
karena diameter lubang sumur/borehole
relatif bagus.
a.
Penentuan Volume Shale (Vsh)
Shale mengidentifikasi batuan berbutir halus yaitu batupasir
sangat halus, batulanau dan batulempung. Volume shale (Vsh) pada reservoar
mempresentasikan kualitas suatu reservoar. Nilai Vsh yang kecil menunjukkan
semakin bersih suatu reservoar sehingga memudahkan fluida untuk bergerak
mengisi dalam pori-pori demikian sebaliknya.
Perhitungan Vsh pada penelitian ini menggunakan log Gamma Ray
(GR). Vsh dari log GR dengan cara menentukan garis minimum (sand baseline) dan
garis maksimum (shale baseline) dari nilai GR pada masing-masing interval
kedalaman, Gambar 2.
Gambar 2. Penarikan garis minimum (sand
baseline) dan garis maksimum (shale
baseline) dari nilai GR.
b.
Penentuan Porositas (ϕtot, ϕeff)
Perhitungan porositas ditentukan dari log Density (RHOB) dan Neutron (NPHI), Gambar 3. Log Density mempunyai peran yang dominan terhadap nilai
porositas. Matrix density (RhoMa)
yang digunakan sebesar 2,65 gr/cc (batupasir) dan dry shale sebesar 2,78 gr/cc.
c.
Penentuan Saturasi (Sw)
Paramater Formation
Resistivity (RT) menggunakan Deep
Resistivity (ILD). Sedangkan Formation
Water Resistivity (Rwa) berdasarkan pada Log Porosity-Resistivity (Pickett
Plot),
Gambar 4. Schlumberger Chart Gen-6 digunakan dalam
konversi salinitas berdasarkan data Rwa dan temperatur yang
sudah diperoleh sebelumnya. Perpotongan antara garis Rwa dan temperatur (oF) dalam Chart
Gen-6 kemudian ditarik garis ke kanan yang menunjukkan ppm salinitas, Gambar 5. Salinitas yang diperoleh sekitar 11.000 ppm, nilai
tersebut berada diinterval lingkungan pengendapan transisi (5.000-20.000 ppm),
Tabel 1. Sesuai
dengan informasi dari regional geologi Formasi Talang Akar diendapkan pada
lingkungan transisi.
[8], [2]
Penentuan water
saturation / saturasi air dilakukan dengan pendekatan persamaan Simandoux (shally sand reservoir). Parameter lain
yang digunakan, yaitu (a, m, n) menggunakan data SCAL sumur dari lapangan
disekitar Lapangan S. Nilai a=1, m=1.6475, n=1.8864 pada interval Formasi Talang
Akar.
Gambar 3. Penentuan porositas dengan model
neutron density.
Gambar 4. Penarikan Pickett Plot pada interval Formasi Talang Akar.
Gambar 5. Penggunaan Schlumberger Chart Gen-6, Rwa pada temperature permukaan untuk
dikonversi mendapatkan sanilitas air formasi, (Schumberger, 2009). [8]
Tabel 1.
Konsentrasi salinitas dalam ppm dibeberapa
lingkungan pengendapan, (bachtiar dkk,
2010). [2]
d. Net to Gross dan Analisis Pay
Cutoff reservoir
ditentukan dari plot effective porosity
(ϕeff) terhadap wet shale volume
(Vwsh). Sedangkan cutoff pay
ditentukan dari tiga (3) parameter dalam plot antara effective porosity (ϕeff) terhadap water saturation (Sw) terhadap wet
shale volume (Vwsh).
Cutoff yang digunakan, yaitu wet shale volume (Vwsh) = 0,5 v/v effective porosity (ϕeff) = 0,10 v/v atau 10%, dan water saturation (Sw) = 0,6 v/v. Cutoff tersebut masih dalam interval
yang masih dapat diterima dari yang dianjurkan oleh SKK Migas.
e. Perhitungan Volume
Hidrokarbon / STOIIP
Parameter yang diperoleh dari analisis
petrofisika,
meliputi netpay, porositas dan
saturasi
digunakan untuk menghitung volume hidrokarbon (STOIIP). Data tambahan yang digunakan berupa Formation Factor (Bo), berdasarkan data
laboratotium nilai Bo di daerah penelitian sebesar 1,32 STB/BBL. Parameter lain
yang diperlukan untuk menghitung STOIIP yaitu luas area (A) dalam acre. Luas area ditentukan berdasarkan
radius pengurasan (r), dengan asumsi setiap lapisan/zona memiliki r yang sama,
yaitu sebesar 100 m. Radius pengurasan sebesar 100 m masih dalam interval yang masih dapat
diterima dari yang dianjurkan oleh SKK Migas. Bulk volume (V) diperoleh dengan mengalikan luas dan netpay. Parameter-parameter sudah
diperoleh, dilanjutkan dengan menghitung volume hidrokarbon (STOIIP).
Lima dari dua
belas zona di Formasi Talang Akar dikategorikan tidak potensial dan tidak dapat
dihitung volume
hidrokarbon-nya.
Hal ini dikarenakan pada interval ke-5 zona tidak memiliki netpay. Netpay adalah ketebalan bersih yang terisi oleh
hidrokarbon pada suatu zona. Ke-5 zona tersebut adalah H, G, F, E dan C. Tampak dari log bahwa ke-5
zona lebih didominasi oleh litologi lempung/shale.
Tujuh zona sisanya dapat dihitung nilai
STOIIP. Nilai STOIIP terbesar ke terkecil berurutan dari zona B1, I1, I2, A,
A1, D dan B, Tabel 2.
Tabel
2.
Nilai
STOIIP masing-masing zona.
Kesimpulan
a.
Terdapat 12 zona/lapisan di Formasi Talang Akar di daerah penelitian.
b.
Perhitungan volume shale (Vsh) pada penelitian
menggunakan log Gamma Ray (GR),
dengan cara menentukan garis minimum (sand
baseline) dan garis maksimum (shale
baseline) dari nilai GR pada masing-masing interval kedalaman.
c.
Porositas ditentukan dengan model dari
log Density (RHOB) dan Neutron (NPHI).
d.
Paramater Formation Resistivity (RT) menggunakan Deep Resistivity (ILD) dan Formation Water Resistivity (Rwa)
berdasarkan pada Pickett Plot, Schlumberger Chart Gen-6 digunakan dalam konversi salinitas.
e.
Penentuan saturasi air (Sw)
dilakukan dengan pendekatan persamaan Simandoux (shally sand formation)
pada Formasi Talang Akar.�
f.
7 dari 12 zona dapat
dihitung volume
hidrokarbon-nya. 3 zona potensial
berturut-turut zona B1,
I1, I2.
BIBLIOGRAFI
Asquith, G.B, Gibson, C.R. (1982). Basic Well Log Analysis for Geologists, The
American Association of Petroleum Geologists. Tulsa: Oklahoma.
Bachtiar, A., Purnama, Y.S., Nugroho,
B., Masyur, M. (2010). Dry Hole Revival
Through Well Post Mortem Evaluation, Proceedings Indonesian Petroleum
Association: Jakarta.
Dake, L.P. (1985). Fundamental of Reservoir Enggineering, Elsevier Science B.V:� Amsterdam.
Dwiyono, I.F., Winardi, S. (2014). Kompilasi Metode Water Saturation dalam
Evaluasi Formasi, Prosiding Seminar Nasional Kebumian: Yogyakarta.
Ellis, D.V., Singer, J.M. (2007) Well Logging for Earth Scientist. Second
Edition, Springer: Dordrecht.
Ginger, D., Fielding, K. (2005). The Petroleum Systems and Future Potential
of The South Sumatra Basin, Procedings Indonesian Petroleum Association:
Jakarta.
Harsono, A. (1997). Evaluasi Formasi dan Aplikasi Log. Schlumberger: Jakarta.
Schlumberger, (2009). Log Interpretation Charts. Schlumberger:
Texas.