LAPORAN GEOLOGI EKSPLORASI PERHITUNGAN CADANGAN PADA LAPANGAN “TRISAKTI OIL FIELD - ZONA SAND B”
I GUSTI AGUNG BAGUS ADINATHA ISWARA 072001400055
PROGRAM STUDI TEKNIK GEOLOGI FAKULTAS TEKNOLOGI KEBUMIAN DAN ENERGI UNIVERSITAS TRISAKTI JAKARTA 2017
DAFTAR ISI
DAFTAR ISI
i
BAB I
PENDAHULUAN
1
1.1. Latar Belakang
1
1.2
Maksud dan Tujuan
1
1.3
Batasan Masalah
1
1.4
Metode Penelitian
2
BAB II
BAB III
BAB IV
TEORI DASAR
3
2.1
Wireline Log
8
2.2
Konsep Seismik
5
2.3
Konturing
6
2.4
Perhitungan Cadangan Volumetrik
7
PEMBAHASAN
8
3.1
Well Seismic Tie
8
3.2
Konturing
12
3.3
Menentukan Kontak Fluida dan Pembuatan Peta Isopach
14
3.4
Perhitungan Cadangan
16
3.5
Rekomendasi Titik Pengeboran
18
KESIMPULAN
19
DAFTAR PUSTAKA LAMPIRAN
i
BAB I PENDAHULUAN 1.1 Latar Belakang
Pengembangan terhadap lapangan penghasil hidrokarbon saat ini terus ditingkatkan, sehubungan dengan meningkatnya angka kebutuhan terhadap hidrokarbon tersebut, baik dibidang industri skala besar maupun untuk kebutuhan rumah tangga. Hal itu memicu setiap perusahaan penghasil hidrokarbon untuk meningkatkan produksinya. Dalam eksplorasi minyak dan gas hidrokarbon, sangat diperlukan untuk mengetahui kondisi bawah permukaan yang dapat ditentukan dengan metode logging ,interpretasi seismik, dan ilmu petrofisika dasar yang nantinya akan ditentukan jumlah cadangan dan rekomendasi titik bor berdasarkan hasil dari interpretasi data-data tersebut. Zona Sand B telah dianalisa dalam data logging sebagai zona yang prospek untuk eksploitasi hidrokarbon. Oleh karena itu dengan menginterpretasi seismik Line XX-121 akan dibuat peta bawah permukaan dan dapat dihitung perkiraan cadangan pada zona tersebut.
1.2 Maksud dan Tujuan
Maksud dari penelitian ini adalah untuk menerapkan konsep petrofisika dan perhitungan cadangan zona Sand B dengan menggunakan data log dan data seismik. Tujuan dari penelitian ini adalah mengetahui sistem pengendapan lapisan prospek reservoir Sand B dan menentukan potensi adanya hidrokarbon pada daerah ini serta mengetahui banyaknya cadangan yang terkandung pada lapisan reservoir tersebut.
1.3 Batasan Masalah
Penelitian ini difokuskan pada analisis lapisan Sand B mencakup data log dan data seismik yang nantinya akan menghasilkan tentang penentuan jenis reservoir yang ada pada Trisakti Oil Field zona Sand B apakah blanket anticline ataukah lenses. Hal
1
ini dilakukan dengan menggunakan metode petrofisika sehingga pada akhirnya digunakan untuk perhitungan cadangan minyak bumi pada lapangan tersebut.
1.4 Metode Penelitian
Metode penelitian yang digunakan berasal dari data well log , data seismik dan data net isopach. Dimana data log dan data seismik akan menghasilkan peta struktur kedalaman serta dimana letak water contact . Sementara net isopach digunakan untuk menentukan ketebalan dari reservoir dan zona prospek hidrokarbon.
2
BAB II TEORI DASAR
2.1 Wireline Log
Wireline Log adalah suatu kegiatan perekaman data-data sifat fisik batuan di dalam lubang bor pada kedalaman tertentu. Adapun sifat-sifat fisik yang diukur adalah kelistrikan, radioaktifitas, dan kecepatan suara pada batuan (Asquith & Gibson, 1982). Interpretasi Kualitatif Interpretasi secara kualitatif bertujuan untuk identifi kasi lapisan batuan cadangan, lapisan hidrokarbon, serta perkiraan jenis hidrokarbon. Untuk suatu interpretasi yang baik, maka harus dilakukan dengan menghubungkan beberapa log.
A. Konsep Elektrofasies
Elektrofasies adalah set kurva log yang menunjukkan karakteristik suatu lapisan yang dapat dibedakan dengan yang lainnya. Secara umum pengunaan GR log ini dikarenakan log ini sangat efektif dalam pengukuran kadar mineral lempung dalam batuan . Karakteristik dari kurva log GR telah banyak diteliti yang dibandingkan dengan kenampakan sampel batuan intinya (Core), banyak terjadi interpretasi bentuk kurva log GR serta karakter fasies pengendapannya, secara garis besa r karakter dan pola log GR dapat dibedakan menjadi: a. Bentuk Bell Pada bentuk ini akan terlihat kenaikan volume shale secara gradual, menunjukkan perubahan dominasi besar butiran misalnya dari batupasir ke shale atau merupakan aspek penghalusan keatas ( finning upward ). b. Bentuk Funnel (Cleaning Up Trend ) Nilai kurva akan naik secara gradual, hal ini juga menunjukkan dominasi yang berubah misalnya dari shale kearah sand (coarsening upward). Kurva log ini menunjukkan fasies pengendapan di laut dangkal dengan energi pengendapan yang mulai naik serta butiran yang mengkasar.
3
c. Bentuk Blok atau Silinder ( Boxcar Trend ) Bentuk log ini merupakan bentuk dengan karakter GR yang relatif stabil, berupa nilai kurva log GR yang rendah, dan tajam. d. Bow Trend (Symmetrical Trend ) Bentuk karakteristik dari kurva GR ini menunjukkan adanya penurunan kadar shale dilanjutkan kenaikan kembali. e. Bentuk Tidak Teratur ( Irregular Trend) Bentuk kurva pada jenis ini memperlihatkan adanya agradasi dari shale dan lanau. B. Konsep Sekuen Stratigrafi
Sekuen stratigrafi secara sederhana dapat diartikan sebagai cabang stratigrafi yang mempelajari paket-paket sedimen yang dibatasi oleh bidang ketidakselarasan atau bidang lain yang korelatif dengan bidang ketidakselarasan tersebut.
Analisis Kuantitatif
Suatu analisis mengguanakan data wireline log secara kuntitatif mengenai pengamatan bentuk kuantitatif defleksi kurva dengan menggunakan rumus perhitungan. Hal yang dapat dihasil kan melalui metode ini meliputi dari nilai porositas batuan, permeabilitas batuan, saturasi hidrokarbon maupun kandungan shale dalam reservoir. Parameter yang dihitung dalam analisis ini meliputi Volume Shale (Vshale), Porositas (Ø), saturasi air (SW), Permeabilitas (K). a.Volume Shale (Vshale)
Perhitungan Volume Shale diperoleh dari Log Gamma Ray (GR). Lapisan yang mempunya sisipan berupa shale maupun serpih menggunakan persamaan :
4
Dimana : GR
: Nilai GR pada lapisan tersebut
GRmax : Nilai GR paling maksimum, sama dengan base line GR min : Nilai GR saat defleksi minimum b.Porositas
Penentuan harga porositas pada lapisan reservoir menggunakan gabungan harga porositas dari dua kurva yang berbeda, yaitu porositas densitas (ØD) yang merupakan hasil dari perhitungan kurva RHOB dan porositas neutron (ØN) yang di baca pada kurva NPHI. Kurva RHOB yang mengukur berat jenis matriks batuan reservoar biasanya dikalibrasikan pada berat jenis matriks batuan (batugamping = 2.71 dan batupasir = 2.65) serta diukur pada lumpur pemboran yang digunakan dalam pemboran (ρf), setelah itu kurva ini baru bisa menunjukan harga porositas. c. Permeabilitas
Permeabilitas
adalah
kemampuan
batuan
untuk
meloloskan
fluida.
Permeablitas dikontrol oleh ukuran dari pori, satuan permeabilitas yang digunakan adalah darcy atau millidarcys. Relative permeability adalah rasio antara permeabilitas efektif fluida saturasi, dan permeability 100% merupakan permeabilitas absolut. d. Saturasi air (SW)
Saturasi air (SW) adalah jumlah dari volume pori di batuan yang disebebkan oleh formation water. Hidrokarbon saturation biasanya ditentukan oleh perbedaan antara kesatuan dan water saturation.
2.2 Konsep Seismik
Bumi sebagai medium rambat gelombang seismik tersusun dari perlapisan batuan yang memiliki sifat fisis yang berbeda-beda, terutama sifat fisis densitas batuan (ρ) dan cepat rambat gelombang (v). Sifat fisis tersebut adalah sifat fisis yang mempengaruhi refleksivitas seismik. Dengan berdasar konsep t ersebut sehingga dapat
5
dilakukan perkiraan bentuk lapisan/struktur bawah permukaan. Pener apan konsepnya kemudian disebut sebagai Impedansi Akustik, dimana sebagai karekteristik akustik suatu batuan dan merupakan perkalian antara densitas dan cepat rambat gelombang pada medium, yang dinyatakan sebagai :
Apabila terdapat dua lapisan batuan yang saling berbatasan dan memiliki perbedaan nilai impedansi akustik, maka refleksi gelombang seismik dapat terjadi pada bidang batas antara kedua lapisan tersebut. Besar nilai refleksi yang terjadi kemudian dinyatakan sebagai Koefisien Refleksi :
Koefisien refleksi menunjukkan perbandingan amplitudo (energi) gelombang pantul dan gelombang datang, dimana semakin besar amplitudo seismik yang terekam maka semakin besar koefisien refleksinya.
2.3 Konturing
Proses konturing merupakan penarikan titik-titik yang memiliki nilai yang sama. Dalam hal ini adalah data isopach dan data kedalaman, dalam konturing data kedalaman harus diperhatikan pengaruh struktur geologi seperti sesar yang mengubah ketinggian dari suatu daerah. Konturing dengan tangan kosong dapat dilakukan dengan empat cara yaitu : 1. Metode Mekanik, yaitu dengan mengasumsikan kemiringan memiliki nilai yang sama dan akan berubah jika bertemu dengan titik kontrol yang berbeda sehingga jarak antar kontur akan mengahsilkan jarak yang sama pada beberapa titik. 2.
Metode Paralel, dengan metode ini garis kontur dibuat secara paralel dan akan menghasilkan bentuk kontur yang relatif sama tanpa memperhatikan jarak antar kontur.
6
3. Metode Equal-Spaced, metode ini tidak memperhatikan titik kontrol kontur dan mengasumsikan suatu daerah memiliki kemiringan yang sama dan menghasilkan jarak kontur yang sama dan bentuk yang membulat. 4. Metode Interpretasi, adalah dengan menggunakan metode-metode konturing diatas dan menhubungkannya dengan interpretasi geologi, untuk menghasilkan peta yang terbaik. Metode ini tidak perlu asumsi apapun, dan hanya mengandalkan imajinasi, dan pemahaman struktur dan tiga dimensi.
2.4 Perhitungan Cadangan Volumetrik
Metode volumetrik digunakan untuk menghitung cadangan migas di suatu lapangan yang datanya belum tersedia dengan lengkap. Perhitungan cadangan secara volumetris dapat digunakan untuk mengetahui besarnya initial hydrocarbon in place, ultimate recovery dan recovery factor.
Perhitungan Initial Gas In Place (IGIP) IGIP = 43560 x A x h x Φ x (1 -Swi) / Bgi
A
: Luas pengeringan (Acres)
h
: Ketebalan rata-rata formasi (ft)
ø
: Porositas batuan ( % )
Swi
: Saturasi air awal ( % )
Bgi
: Faktor formasi volume gas awal ( cuft/SCF )
Perhitungan Initial Oil In Place (IOIP) IOIP = 7758 x A x h x Φ x (1-Swi) / Boi
A
: Luas pengeringan (Acres)
h
: Ketebalan rata-rata formasi (ft)
ø
: Porositas batuan ( % )
Swi
: Saturasi awal ( % )
Boi
: Faktor formasi volume minyak awal (rb/stb)
7
BAB III PEMBAHASAN
3.1 Well Seismic Tie
Well to seismic tie merupakan proses pengikatan sumur sintetik dengan penampang seismic, dimana data sumur dalam satuan depth (m) sedangkan data seismic dalam satuan waktu (ms). Kedua data tersebut harus diikat agar pada saat melakukan interpretasi fault dan horizon menghasilkan hasilnya lebih teliti dan sesuai dengan kondisi sebenarnya. Dalam hal ini, didaptkan data sumur sintetik pada SP370 (gambar 3.1) dan penampang seismic XX-121 (gambar 3.2).
Gambar 3.1 Data Sumur Sintetik
Gambar 3.2 Penampang Seismik Line XX-121 Sebelum dilakukan interptrtasi horizon, dilakukan interpretasi fault (gambar 3.3).
8
Gambar 3.3 Interpretasi Horizon dan Struktur pada Seismic Line XX-121
9
Didapatkan juga data Velocity dan Two Way Time (TWT) pada SP 370 dan SP 500 yang dapat digunakan untuk mengkonversi dari data time (ms) menjadi data kedalaman (m). Tabel 3.1 data TWT, Velocity, dan Kedalaman. Tabel sebelah kiri pada SP 370 dan tabel sebelah kanan pada SP 500 TWT (ms) 0 200 220 230 500 900 1500 1780 2200 2403 2900 3000 3100
Velocity RMS (M/s) 1800 1850 1980 2055 2125 2220 2304 2390 2475 2600 2650 2800 2900
TWT (ms)
Velocity RMS (M/S) 0 1750 188 1800 390 1990 790 2000 985 2125 1250 2400 1500 2435 1700 2550 2015 2675 2270 2790 2550 2900 2780 3030 3050 3060
Dari data data tersebut, dibuat X-plot pada masing-masing. Sumbu X merupakan kedalaman dan sumbu Y merupakan data kecepatan.
Plot Velocitys vs TWT V (M/S) 0
500
1000
1500
0 S 0.1 D0.2 N0.3 A0.4 S 0.5 U0.6 O0.7 H0.8 T 0.9 )1 S 1.1 M 1.2 ( 1.3 T 1.4 W 1.5 T 1.6 1.7 1.8 1.9 2 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9 3 3.1 3.2 3.3 3.4
2000
2500
3000
3500
y = 2.5429x - 4553.1 SP 370
SP 500
sp370 dan 500
Linear (sp370 dan 500)
Gambar 3.4 X-plot antara data kedalaman dengan velocity pada SP 370 dan SP 500
10
Dari diagram tersebut, akan didapatkan persamaan yang akan menjadi acuan untuk mencari nilai kedalaman top sand B pada penampang seismic. Hasil yang didapatkan sebagai berikut: SP
TWT (ms)
Velocity RMS (M/S)
DEPTH (M)
200
1200
2262.42
1357
220
1310
2305.67
1510
240
1490
2376.46
1770
260
1610
2423.65
1951
280
1675
2449.21
2051
300
1675
2449.21
2051
320
1675
2449.21
2051
340
1625
2429.55
1974
360
1400
2341.07
1639
380
1340
2317.47
1553
400
1325
2311.57
1531
420
1310
2305.67
1510
440
1425
2350.90
1675
460
1550
2400.06
1860
480
1625
2429.55
1974
500
1660
2443.31
2028
520
1700
2459.04
2090
540
1725
2468.87
2129
555
1760
2482.64
2185
11
3.2 Konturing
Nilai perhitungan rata-rata tadi, dimasukkan kedalam basemap, sehingga akan menghasilkan data sebagai berikut (gambar 3.5):
Gambar 3.5 Basemap dalam satuan kedalaman (m) yang siap untuk dilakukan proses konturing Proses konturing juga tidak luput dari penarikan patahan. Patahan-patahan yang dilewati oleh top sand B juga harus diinput pada peta depth structure. Penarikan garis kontur didasarkan pada Metode Interpretasi (Tearpock, J.Daniel, Applied Subsurface Geological Mapping p.16-18). Hasil dari peta depth structure sebagai berikut (gambar 3.6):
12
Gambar 3.6 Interpretasi kontur Sand B pada peta Depth Structure
13
3.3 Menentukan Kontak Fluida dan Pembuatan Peta Isopach
Penentuan OWC didasarkan pada nilai Gamma Ray Log yang rendah yang diartikan sebagai batupasir kemudian memiliki titik temu antara RHOB dan NPHI yang mengindikasikan adanya Hidrokarbon serta melihat nilai saturasi air yang bernilai 0.78. Atas dasar-dasar itu, OWC berada pada kedalaman (MD) 1692.8 m atu berada pada kedalaman (TD) 1630.8 m. Pembuatan peta isopach juga tidak kalah penting, peta isopach akan menggambarkan ketebalan batupasir pada daerah tersebut. Semakin besar nilainya semakin tebal batupasirnya. Peta isopach yang telah melalui proses konturing akan mendapatkan hasil sebagai berikut (gambar 3.7):
14
Gambar 3.7 Interpretasi kontur Isopach dengan in terval 20
15
3.4 Perhitungan Cadangan
Perhitungan
cadangan
dilakukan
dengan
metode
volumetric
dengan
menghitung nilai bulk volume dari sand B dengan metode pyramidal dan trapezoidal setelah melakukan overlay OWC dan Isopach (gambar 3.8). Berdasarkan nilai OWC, maka daerah terbagi menjadi dua yang dibatasi oleh sesar turun dengan nilai kontur 1630.8, 1620, 1600, 1580, dan 1560.
Gambar 3.8 Hasil overlay OWC dan data Isopach dengan interval kontur 20
Gambar 3.9 Lima daerah yang terdapat kontak OWC pada daerah 1 dan daerah 2
Dari data tersebut, setelah melalui proses perhitungan (Tearpock, J.Daniel, Applied Subsurface Geological Mapping p.776-779) akan didpatkan nilai Initial Oil In Place (IOIP).
16
Tabel 3.2 Perhitungan Volume Daerah OWC DAERAH 1 DEPTH (M) BOXES AREA (M2) METHOD 1630.8 24.5 6125000 TRAPEZOIDAL 1620 20 5000000 TRAPEZOIDAL 1600 15.5 3875000 TRAPEZOIDAL 1580 8 2000000 PYRAMIDAL 1560 2.8 700000 PYRAMIDAL TOTAL VOLUME TOTAL VOLUME (ACRE.FT) *1 BOX = 250000 M2 DAERAH 2 DEPTH (M) BOXES AREA (M2) METHOD 1630.8 8 2000000 PYRAMIDAL 1620 1.25 312500 TRAPEZOIDAL 1580 0.75 187500 PYRAMIDAL TOTAL VOLUME TOTAL VOLUME (ACRE.FT) *1 BOX = 250000 M2
VOLUME (M3) 111250000 88750000 58750000 18010954.45 4672244.4 281433198.9 228161.8344
VOLUME (M3) 15426804.6 5000000 1252886.751 21679691.36 17576.0293
Tabel 3.3 Hasil Perhitungan IOIP DAERAH 1 IOIP: 7758 x A x h x Φ x (1-Swi) / Boi V Φ Swi Boi (1-2) IOIP
228161.834 0.19 0.78 1.5 49326215.63
DAERAH 2 IOIP: 7758 x A x h x Φ x (1-Swi) / Boi V Φ Swi Boi (1-2) IOIP
17576.0293 0.19 0.78 1.5 3799754.744
Total Cadangan Minyak pada daerah ini sekitar 53125970.37 STB .
17
3.5 Rekomendasi Titik Pengeboran Berdasarkan peta depth structure yang menunjukkan kenampakan antiklin serta terdapatnya sesar turun pada daerah ini memungkinkan adanya hidrokarbon yang terjebak pada daerah upthrow dari sesar pada line XX-121. Dapat dilihat j uga dari peta isopach yang menggambarkan ketebalan batu pasir yang cukup tinggi. Serta diperkitakan memiliki cadangan minyak di tempat (OOIP) sekitar 53125970.37 STB. Atas dasar-dasar itu, direkomendasikan untuk melakukan pemboran pada sumur TR#02 (gambar 3.10).
Gambar 3.10 Rekomendasi Lokasi Titik Pengeboran TR#02
18
BAB IV KESIMPULAN Dari hasil pembahasan maka dapat disimpulkan Zona Sand B reservoir terletak pada kedalaman ±1600m dibawah permukaan tanah dengan tebal ±77m. fluida contact zona Sand B terletak pada kedalaman -1630,8m dengan besar volume bulk 245737,8637 acre feet. Reservoir Sand B memiliki besar satur asi air 0,78 dan porositas 0,19. Dengan perhitungan cadangan menggunakan metode volumetric didapat esar cadangan hidrokarbon zona Sand B pada daerah ini sebesar 53125970.37 STB.
19
